Bijlage Modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité et visant à accroître les compétences de la CREG

2257 DE BELGIQUE PROPOSITION DE LOI modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité et visant à accroître les compétences de la CREG (déposée par Mme Muriel Gerkens) 22 septembre 2008

RÉSUMÉ

La proposition vise en premier lieu la transposition complète de la deuxième directive électricité. En plus, des mesures doivent être prises pour améliorer la transparence de la facture d’électricité des consommateurs et pour augmenter la sécurité juridique pour les investissements dans le réseau de transport d’électricité. Finalement, il y a également lieu de renforcer le rôle du régulateur fédéral, la Commission de Régulation de l’Électricité et du Gaz (CREG, dénommée «la Commission» dans cette proposition), notamment suite à certaines décisions récentes de la cour d’appel.

(PLEN: couverture blanche; COM: couverture saumon) PLEN : Séance plénière COM : Réunion de commission MOT : Motions déposées en conclusion d’interpellations (papier beige)

DÉVELOPPEMENTS

MESDAMES ET MESSIEURS

1. Transposition complète de la deuxième directive électricité La loi du 1er juin 2005 portant modifi cation de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité (ci-après dénommé «loi électricité) a déjà transposé en droit belge plusieurs dispositions de la deuxième directive électricité. Or, notamment, deux éléments n’ont pas encore été entièrement transposés, à savoir ce qui concerne le monitoring du marché et ce qui concerne l’autorité de règlement du litige. 1-1: Le monitoring du marché Malgré certaines dispositions spécifi ques, des cas concrets ont démontré que la législation actuelle ne donne pas au régulateur les moyens de mettre en œuvre toutes les dispositions pour suivre de près les activités soumises à la concurrence, telles que prévues par la Directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la Directive 96/92/CE (ci-après dénommée «deuxième directive électricité». L’article 23 de cette directive prévoit de confi er, au minimum, à l’instance de régulation compétente, la mission d’assurer une concurrence effective et le fonctionnement efficace des marchés de l’électricité, en surveillant notamment le niveau de transparence et de concurrence prévalant sur ces marchés. De plus, les États-membres doivent créer des mécanismes appropriés et efficaces de régulation, de contrôle et de transparence, afi n d’éviter tout abus de position dominante, au détriment notamment des consommateurs, et tout comportement prédateur. Malgré la transposition en droit belge de la directive susvisée, la mission de surveillance du niveau de transparence et de concurrence du marché de l’électricité n’a pas été explicitement prévue dans la loi électricité. Les travaux de la commission de l’économie de la Chambre1 effectués dans le cadre de la proposition de loi en vue d’instaurer des prix maximums indiquent qu’il existe un large consensus concernant le fait que le régulateur doive être fortement indépendant, mais que ce dernier doive également pouvoir disposer des com- Commission de l’Économie, de la Politique scientifi que, de l’Éducation, des institutions scientifi ques et culturelles nationales, des Classes moyennes et de l’Agriculture.

pétences nécessaires afi n de pouvoir exécuter dûment ses tâches. Enfi n, l’Agence Internationale de l’Énergie affirme également que les régulateurs nationaux doivent se voir accorder les compétences nécessaires leur permettant de brider les pratiques anticoncurrentielles et d’intervenir sur le plan du fonctionnement du marché. Spécifi quement, en ce qui concerne la Belgique, il faut également tenir compte du fait que, avant la libéralisation du marché de l’électricité, le Comité de Contrôle de l’Électricité et du Gaz exerçait ses compétences, pour le territoire belge, sur l’ensemble des activités de ce secteur (production/importation, transport, distribution et fourniture).

Aujourd’hui, la Commission de Régulation de l’Électricité et du Gaz, la CREG (ci-après dénommée «la Commission») contrôle uniquement les activités régulées de transport et de distribution. Il n’y a donc plus aucun suivi des prix et des pratiques dans les activités ouvertes à la concurrence, à savoir l’importation et la fourniture d’électricité, alors qu’il s’agit pratiquement de monopoles de fait.

De plus, la part de ces activités dans le prix fi nal de l’électricité au consommateur varie de l’ordre de 50% à plus de 75%, selon que ce consommateur est résidentiel ou gros industriel. En outre, on a constaté depuis le début de la libéralisation une baisse sensible des tarifs pour l’utilisation du réseau de transport d’électricité belge et on a assisté à une légère diminution globale des tarifs du réseau de distribution.

Or, ces diminutions n’ont pas entraîné de diminution analogue des prix fi nals payés par le consommateur; ce qui semble indiquer que ces diminutions ne sont pas répercutées dans ceux-ci. Pourtant, une surveillance continue des marchés, aussi bien sur le plan de leur fonctionnement que sur le plan de la formation des prix permet, d’une part, de mieux anticiper leurs évolutions futures et de garantir leur bon fonctionnement sous leurs multiples facettes et, d’autre part, en cas d’anomalies observées sur ces marchés, d’avoir un accès immédiat à toute l’information pertinente et actualisée, indispensable à la réalisation d’une analyse approfondie du problème rencontré.

On constate que la législation actuelle ne permet pas à la Commission d’accéder aux informations et de mettre au jour les éventuels problèmes de fonctionnement du marché et d’abus de position dominante. Il importe dès lors de clarifi er et de compléter la loi électricité pour la rendre conforme à la deuxième directive électricité et pour confi er à la Commission la mission d’établir un monitoring permanent du marché de l’électricité, aussi bien en ce qui concerne la formation des prix que le suivi des pratiques qu’on y rencontre.

1-2: Autorité de règlement du litige Le deuxième volet de la deuxième directive électricité, qui n’a pas encore été transposé en droit belge, concerne l’autorité de règlement du litige. Conformément à l’article 23.5 de la deuxième directive électricité: «Toute partie ayant un grief à faire valoir contre un gestionnaire de réseau de transport ou de distribution au sujet des éléments visés aux paragraphes 1, 2 et 4, peut s’adresser à l’autorité de régulation, qui, agissant en tant qu’autorité de règlement du litige, prend une décision dans un délai de deux mois après la réception de la plainte.

Ce délai peut être prolongé de deux mois lorsque l’autorité de régulation demande des informations complémentaires. Une prolongation supplémentaire de ce délai est possible moyennant l’accord du plaignant. Cette décision est contraignante pour autant qu’elle n’est pas annulée à la suite d’un recours. Lorsque la plainte concerne les tarifs de connexion pour de nouvelles installations de production de grande taille, le délai de deux mois peut être prolongé par l’autorité de régulation.».

La directive prévoit dès lors que le régulateur doit pouvoir agir en tant qu’autorité de règlement de litige. C’est pourquoi, l’article 29 de la loi électricité, qui avait été supprimé, est réintroduit afi n que la Commission puisse agir, dans des cas particuliers, en tant qu’autorité de règlement de litige. La liste des plaintes est précisément celle prévue dans la deuxième directive électricité. 2. Amélioration de la transparence de la facture d’électricité des consommateurs De nombreuses plaintes de consommateurs sont relatives à leur facture d’électricité et aux dysfonctionnements qu’ils peuvent y constater.

Ainsi, on a observé à plusieurs reprises la publication tardive par les gestionnaires de réseau des tarifs approuvés par la Commission, ainsi que l’application erronée de ces tarifs par les fournisseurs à certaines catégories de clients fi nals. De plus, certains fournisseurs ne mentionnent pas clairement le coût régulé du transport et de la distribution dans leurs factures et peuvent, le cas échéant, ne pas répercuter les baisses de tarifs imposées dans ces domaines par le régulateur.

Il convient de modifi er la loi électricité dans ce sens.

3. Amélioration de la sécurité juridique concernant les investissements dans les réseaux La Commission est compétente pour approuver les tarifs du réseau de transport. Ceux-ci doivent notamment servir au fi nancement des investissements dans le réseau. La loi n’établit toutefois aucun lien direct entre l’approbation du plan de développement du gestionnaire de réseau (cette approbation est donnée par le ministre) et les tarifs de réseau.

Il existe donc un risque que des difficultés apparaissent au niveau tarifaire si la Commission rend un avis négatif sur le plan de développement (ou certaines parties de celui-ci). Il serait dès lors plus logique d’accorder à la Commission la compétence d’approbation du plan de développement. Par ailleurs, il est nécessaire que la Commission puisse enjoindre au gestionnaire de réseau de procéder à certains investissements s’il devait s’avérer que les investissements prévus dans le plan de développement ne permettent pas de faire disparaître les problèmes de capacités.

Si l’on considère l’importance d’une augmentation des investissements dans le réseau pour le fonctionnement de la concurrence, cette disposition est essentielle. 4. Restauration de la compétence de la Commission concernant les tarifs de réseau La présente proposition transpose également l’article 23.7 de la deuxième directive électricité, qui stipule que «Les Etats membres prennent des dispositions pour faire en sorte que les autorités de régulation soient en mesure de s’acquitter des obligations visées aux paragraphes 1 à 5 de manière efficace et rapide».

Certaines compétences du régulateur fédéral du marché de l’électricité se sont avérées insuffisantes dans la pratique pour s’acquitter de sa compétence tarifaire de manière efficace et rapide. Ce n’est ni dans l’intérêt de la libéralisation du marché ni des consommateurs de payer des prix de l’énergie élevés sans avoir la certitude qu’ils sont justifi és. C’est pourquoi, la présente proposition rectifi e la situation et donne au régulateur les instruments nécessaires lui permettant de remplir son rôle essentiel de chien de garde du marché de l’électricité.

Une première mesure fondamentale est la reconnaissance explicite, dans la loi même, de la compétence de principe du régulateur, afi n d’apprécier la réalité mais aussi le caractère raisonnable de toutes les sortes de coûts des activités régulées et d’y associer les consé-

quences nécessaires. Pour l’heure, la loi comporte uniquement une habilitation pour le Roi en ce qui concerne des objectifs de maîtrise des coûts. L’interprétation des mesures d’exécution de cette disposition pose un problème, à un niveau général, qui a conduit à de nombreuses discussions, auxquelles la modifi cation proposée met un terme. Une deuxième mesure de portée générale concerne la juridiction de la cour d’appel, dans le cadre d’appels contre les décisions de la Commission.

La marge d’appréciation du régulateur est soulignée à cet égard. En outre, des problèmes plus spécifi ques sont apparus en ce qui concerne certaines modalités d’exercice des compétences du régulateur. Il est ressorti de certains arrêts de la cour d’appel de Bruxelles que certains articles existants de l’arrêté royal du 11 juillet 2002 relatif à la structure tarifaire générale et aux principes de base et procédures en matière de tarifs et de comptabilité des gestionnaires des réseaux de distribution d’électricité (ou son équivalent pour le gaz naturel) peuvent être interprétés d’une manière qui n’était pas voulue par le législateur et/ou qui entraîne une limitation non souhaitée des compétences du régulateur.

Par conséquent, la Commission n’est plus en mesure d’exercer son contrôle tarifaire de façon rapide et efficace, comme l’impose le législateur européen. Dans la pratique, les coûts sont très difficiles à rejeter, même lorsque le régulateur les considère comme non fondés ou déraisonnables. Le régulateur ne peut dès lors pas exercer pleinement son contrôle des coûts, qui consiste à apprécier s’ils sont raisonnables.

Les problèmes actuels résident principalement au niveau de l’interprétation de dispositions réglementaires (à savoir l’arrêté précité du 11 juillet 2002). Cet arrêté a force de loi, de sorte que le Roi n’est, a priori, plus compétent pour y apporter des modifi cations. Conformément à l’article 12, § 2, de la loi électricité, telle que modifi ée par la présente proposition, cet arrêté s’appliquera encore uniquement aux contrôles a posteriori pour l’année 2007 et à l’exercice tarifaire 2008 (en ce compris les contrôles a posteriori pour l’année 2009).

Vu ce délai très court, il serait, pratiquement, très difficile de donner préalablement procuration au Roi, plutôt que d’exécuter cette nouvelle disposition à un moment où l’arrêté à modifi er est encore pertinent.

C’est pourquoi, la présente proposition apporte certaines modifi cations à l’arrêté du 11 juillet 2002, tout en modifi ant la loi électricité. La modifi cation du contenu d’un arrêté royal par l’adoption d’une loi n’est pas chose neuve. Ainsi, l’article 316 de la loi-programme du 9 juillet 2004 apporte des modifi cations à l’arrêté royal du 8 janvier 1996 relatif aux marchés publics de travaux, de fournitures et de services et aux concessions de travaux publics.

Au niveau du fond, les grandes lignes des modifi - cations incluses dans la présente proposition sont les suivantes: – reconnaître de manière explicite, dans la loi même, la compétence de la Commission pour apprécier le caractère raisonnable des coûts, tant a priori qu’a posteriori et, le cas échéant, les rejeter; – insérer dans l’arrêté une règle de détermination de la marge bénéfi ciaire équitable, qui était à ce jour uniquement décrite dans les lignes directrices de la Commission; – conférer une base uniforme au calcul des amortissements; – améliorer la concordance mutuelle entre l’arrêté tarifaire pour le gaz naturel et l’arrêté tarifaire pour l’électricité; – affiner les procédures; – remplacer les concepts non défi nis de «bonus» et «malus» par un régime faisant appel aux concepts d’«excédent d’exploitation» et de «défi cit d’exploitation»; – le régime transitoire veille à ce que la présente modifi cation ne retire pas aux gestionnaires de réseau le bénéfi ce de litiges clôturés ou en cours

COMMENTAIRES DES ARTICLES

Art. 1er.

Cet article précise que l’avant-projet de loi relève de l’article 78 de la Constitution.

Art. 2.

Cet article insère une défi nition du concept d’«entreprise liée», concept qui est utilisé dans le nouvel article 23ter. La défi nition de ce concept repose sur les dispositions du Code des sociétés.

Art. 3.

Cet article complète l’article 9 de la loi électricité par un § 11 afi n de limiter l’infl uence d’acteurs du marché dans la structure d’actionnariat du gestionnaire de réseau.

Art. 4.

4, 1° Cet article prévoit la publication rapide par les gestionnaires de réseau des tarifs approuvés par la Commission. Ainsi, les utilisateurs de réseau et les clients fi nals sont informés dans les meilleurs délais des adaptations de leur facture d’électricité. L’application par les fournisseurs des tarifs approuvés par la Commission et la mention de ceux-ci dans les factures permet d’assurer une meilleure transparence des prix et de la facture des consommateurs fi nals.

4, 2° Cet article reconnaît, dans la loi même, la compétence de principe du régulateur d’apprécier le caractère raisonnable de toutes les sortes de coûts des activités régulées.

Art. 5.

Cet article modifi e l’article 13 de la loi électricité en ce qui concerne le plan de développement du gestionnaire de réseau. Il stipule que c’est désormais la Commission qui approuve ce plan de développement. La Direction générale de l’Energie2 et le Bureau fédéral du Plan conservent leurs rôles. De même, si l’on considère l’importance d’une augmentation des investissements dans le réseau pour le fonctionnement de la concurrence sur le marché, il est prévu une possibilité pour la Commission d’obliger le gestionnaire de réseau à réaliser certains investissements.

Toutefois, cette disposition va surtout apporter une sécurité juridique au gestionnaire de réseau puisque, en cas d’approbation du plan de développement par la Commission, cette dernière devra accepter ces investissements lors de l’approbation des tarifs de réseau. Enfi n, l’ajout d’un alinéa souligne l’importance pour le plan de développement de tenir compte des objectifs fi xés par l’Union européenne en matière de production d’énergie, et plus spécifi quement en ce qui concerne l’énergie renouvelable.

Direction générale de l’Énergie du Service public fédéral (SPF) Économie, PME, Classes moyennes et Énergie

Art. 6.

6, 1° Cet article stipule que les comptes séparés pour l’activité de réseau de distribution d’électricité, pour l’activité de réseau de distribution de gaz naturel et pour les activités non régulées, sont certifi és par les commissaires-réviseurs du gestionnaire de réseau. Ainsi, la tarifi cation peut reposer sur des données comptables fi ables et la transparence s’en trouve accrue. 6, 2° Cet article supprime des articles de la loi électricité qui sont devenus obsolètes ou qui sont remplacés par la présente proposition de loi.

Art. 7.

La loi du 8 juin 2008 a déjà apporté certaines modifi cations allant dans le sens de la directive électricité. Cependant, concernant le point 3°bis de l’article 23, § 2, alinéa 2 de la loi électricité, il est important d’accorder à la Commission la compétence de déterminer la manière dont la restitution des revenus excédentaires doit s’opérer.

Art. 8.

En ce qui concerne le contrôle du fonctionnement du marché de l’électricité et de la concurrence sur ce dernier, il est nécessaire que la Commission dispose également des moyens lui permettant d’accomplir correctement sa mission de surveillance. L’introduction d’un nouvel article 23bis dans la loi électricité s’avère indispensable car la deuxième directive électricité accorde, par son article 23, la responsabilité à l’ (aux) instance(s) nationale(s) de régulation de garantir la non-discrimination, la concurrence effective et le fonctionnement efficace du marché.

Ainsi, la Commission européenne a-t-elle prié la Commission, ces dernières années, sur la base de cet article, de lui communiquer les informations nécessaires concernant, entre autres, le fonctionnement du marché de l’électricité belge, la concurrence et le comportement éventuellement anticoncurrentiel et les mesures prises en faveur de la concurrence. De plus, les États-membres doivent créer des mécanismes appropriés et efficaces de régulation, de contrôle et de transparence afi n d’éviter tout abus de position dominante, au détriment notamment des consommateurs, et tout comportement prédateur.

Comme les pratiques commerciales des acteurs sur le

marché de l’électricité se déroulent principalement dans un environnement très techniques, une connaissance spécialisée, spécifi que au secteur, est dès lors souvent requise dans le cadre d’une évaluation correcte de la pratique commerciale effective et des conséquences de celle-ci au niveau du marché. Vu son expertise sur le plan des aspects techniques et tarifaires du marché de l’électricité, la Commission constitue l’autorité ad hoc pour la prise de mesures nécessaires en matière de concurrence.

La surveillance spécifi que du secteur et la promotion de la concurrence sur le marché sont étroitement liées au contrôle du respect du droit de la concurrence, sans nécessairement équivaloir à celui-ci. Étant donné sa connaissance spécifi que du secteur et son expertise, il est toutefois souhaitable que la Commission puisse au moins disposer des moyens nécessaires à la détection des infractions au droit de la concurrence sur le marché de l’électricité, et qu’elle puisse également prendre d’initiative des mesures en vue de prévenir ou de remédier à d’éventuelles pratiques commerciales déloyales ou à un comportement anticoncurrentiel.

Cette possibilité permet, d’une part, d’intervenir rapidement, lorsque ce type de comportement de marché est constaté par la Commission dans le cadre de la surveillance du marché, mais elle ne compromet nullement la compétence du Conseil de la Concurrence d’imposer des sanctions en cas d’infractions commises par le passé, en vertu de la loi sur la protection de la Concurrence économique. Le ministre peut également accorder directement, sur demande, des compétences sectorielles spécifi ques en matière de droit de la concurrence, analogues à celles du Conseil de la Concurrence, comme c’est le cas, par exemple, depuis plusieurs années, pour le régulateur de l’énergie anglais OFGEM.

L’article 12quater, alinéa 1er, 1°, de la loi électricité offre une première impulsion dans ce sens. Cet article désigne la Commission comme étant la première autorité gouvernementale à vérifi er si la fourniture des services auxiliaires au gestionnaire du réseau ne pose pas de problèmes sur le plan du droit de la concurrence. Selon son analyse, la Commission s’adresse, le cas échéant, au Conseil de la Concurrence, qui poursuit, dans ce cas, l’examen du dossier.

Art. 9.

Cet article introduit une présomption d’abus de position dominante et des règles particulières lorsqu’une entreprise facture des prix qui ne présentent plus un

rapport raisonnable avec les coûts de cette entreprise. Ces prix peuvent être déraisonnablement élevés ou bas (par exemple dans l’intention d’écarter des concurrents du marché, méthode appelée predatory pricing). La Belgique suit ainsi l’exemple de l’Allemagne, où de telles règles ont également été introduites. Un abus de position dominante est également présumé si des entreprises liées bénéfi cient d’autres prix et/ou conditions que des entreprises non liées.

Cette technique indique en effet un price squeeze ou d’autres pratiques de restriction de la concurrence. En outre, la Commission se voit offrir la possibilité de contraindre les entreprises à restituer aux consommateurs les revenus obtenus de manière abusive à la suite de pratiques de restriction de la concurrence. La Commission est également tenue d’informer sur-le-champ le Conseil de la Concurrence.

La Commission remplit ainsi sa mission de régulateur sectoriel (et de spécialiste sur le terrain) tandis que le Conseil de la Concurrence remplit pleinement son rôle d’autorité de la concurrence. Ce dernier est seul habilité à imposer des sanctions particulières en cas d’infraction au droit de la concurrence, par exemple un abus de position dominante.

Art. 10.

Pour suivre et contrôler les prix et les pratiques sur le marché libéralisé (coûts supportés et prix pratiqués par les producteurs, importateurs, fournisseurs, intermédiaires et clients) et suivre le fonctionnement de ce marché (quantités produites, importées et exportées, parts de marché, contrats avec des tiers, …), le régulateur doit pouvoir disposer des compétences légales en matière d’accès à l’information et aux données à la disposition des acteurs du marché.

En contrepartie, la législation doit prévoir une garantie de la confi dentialité des données stratégiques de chaque opérateur, comme prévu dans le nouvel article 26, §3, de la loi électricité, introduit par la présente proposition. Jusqu’ici, la Commission ne dispose pas de toutes les informations nécessaires pour exercer le contrôle de la comptabilité des entreprises du secteur de l’électricité en vue notamment de vérifi er l’absence de subsides croisés entre les activités de production, de transport et de distribution, comme le prévoit l’article 23, §2, deuxième alinéa, 15°, de la loi électricité.

De plus, la Commission ne dispose pas, à ce jour, de toutes les informations nécessaires pour dresser le

bilan complet et objectif permettant de transmettre au ministre un rapport portant sur l’évolution du marché de l’électricité, comme le prévoit l’article 23, §3, de la loi électricité. Pour mener à bien toutes ses missions, la Commission doit disposer des pouvoirs et droits d’obtenir des renseignements de tous les acteurs de marché et non de certains d’entre eux seulement comme c’est le cas actuellement.

De plus, certains articles de la loi électricité prévoient la transmission de ces renseignements uniquement dans le domaine tarifaire, alors que d’autres ont une portée plus large. Enfi n, d’autres articles de la loi électricité font également référence, de manière plus ou moins similaire ou complète, à cette possibilité pour la Commission de récolter des données. La Commission doit également pouvoir requérir des informations de la part des commissaires-réviseurs des gestionnaires de réseau de transport et de distribution dont elle approuve les tarifs et effectue le contrôle.

Ce pouvoir d’investigation est déjà offert à plusieurs organismes tels que la Commission Bancaire, Financière et des Assurances (CBFA). À titre d’exemple, l’article 34 de la loi du 2 août 2002 relative à la surveillance du secteur fi nancier et aux services fi nanciers prévoit que la CBFA peut se faire communiquer tous documents et informations, y compris sur les relations avec un client déterminé, procéder à des inspections et expertises sur place, demander des rapports spéciaux aux commissaires ou se faire communiquer des renseignements sur les entreprises qui appartiennent à un groupe et établies à l’étranger.

Ce contrôle s’applique à l’égard des intermédiaires fi nanciers, des membres d’un marché réglementé belge, des entreprises de marché, des organismes de compensation ou de liquidation et des émetteurs d’instruments fi nanciers. Ces rapports sont très utiles pour la CBFA lors de l’exercice de son contrôle (Chambre des représentants, DOC 51, 1157/001, p. 61). Il y a lieu également de relever la loi du 22 mars 1993 relative au statut et au contrôle des établissements de crédit.

Les articles 55 et 74 stipulent notamment que les commissaires-réviseurs collaborent au contrôle exercé par la CBFA, sous leur responsabilité personnelle et exclusive et conformément aux instructions de cette dernière. Ils s’assurent que les établissements de crédit et leurs succursales ont adopté les mesures adéquates d’organisation administrative et comptable et de contrôle

interne. Ils confi rment que les rapports périodiques qui sont transmis à la CBFA sont complets, corrects et établis selon les règles qui s’y appliquent. Ils font à la CBFA des rapports périodiques ou, à sa demande, des rapports spéciaux et, enfi n, ils font d’initiative rapport à la CBFA dans certains cas déterminés. Par ailleurs, l’article 26, §1er, de la loi électricité est formulé de façon imprécise et incomplète et permet difficilement à la Commission de récolter toutes les informations pour l’accomplissement des missions qui lui sont assignées.

Il doit donc être adapté de la manière suivante: – comprendre tous les acteurs du marché de l’électricité et non se limiter à quelques-uns, sous peine de voir des informations inaccessibles à la Commission; ce qui réduiraient sensiblement la portée et la pertinence de ses travaux; il faut ainsi ajouter «entreprise d’électricité», «autoproducteur», «gestionnaire du réseau», «client», «client fi nal», «utilisateur de réseau», «entreprise liée», «responsable de la bourse de l’électricité» et «exploitant de ligne directe», ainsi que leurs sous-traitants; – préciser les dispositions concernant les informations périodiques, de manière à permettre à la Commission de suivre les évolutions, sans devoir effectuer à chaque fois une nouvelle demande; – préciser qu’un délai de 30 jours est prévu pour la transmission des renseignements demandés par la Commission et pour le suivi du marché et la collecte d’informations périodiques par cette dernière (annuelles, semestrielles, trimestrielles); – préciser que la Commission peut procéder à un contrôle sur place des renseignements et informations qui lui sont communiqués; – préciser que la Commission peut demander que les commissaires-réviseurs des gestionnaires de réseau transmettent une copie de tous leur rapports à la Commission et que celle-ci peut demander aux commissaires-réviseurs des rapports spéciaux sur les sujets qu’elle détermine; – mentionner, dans l’échange de données entre la Commission et les régulateurs régionaux et européens: la Commission européenne, l’Administration de l’Énergie et le Conseil de la Concurrence; la législation prévoit en effet que ces organismes collaborent avec la Commis-

sion dans des cas spécifi ques et il convient de permettre à la Commission de leur transmettre les données utiles dans ce sens; pour protéger la confi dentialité des données transmises, il importe de soumettre les membres du personnel de ces organismes au secret professionnel et aux mêmes dispositions pénales que le personnel de la Commission. Enfi n, en parallèle avec la question du monitoring, il est apparu que la perception de la cotisation fédérale et l’alimentation des cinq fonds, gérés par la Commission (fonds CREG, social énergie, clients protégés, gaz à effet de serre et dénucléarisation), par le secteur électrique (via la cotisation directe et la dégressivité) est, en moyenne, de 12% inférieure aux montants attendus pour l’année 2006.

En effet, au total, le montant attendu pour 2006 est de 148,6 millions d’euros alors que le montant perçu est, à ce jour, de 131 millions d’euros, soit un défi cit de 17,6 millions d’euros. Actuellement, la Commission ne connaît pas toutes les raisons de l’existence de ce défi cit. Les causes sont multiples: – des entreprises actives sur le marché qui n’ont pas rentré leurs déclarations suite à des problèmes administratifs ou refusent de rentrer leurs attestations et/ou de payer, malgré les rappels de la Commission; – la Commission suit de près toutes les nouvelles autorisations de fourniture accordées par les régulateurs régionaux mais ne sait pas vérifi er s’il existe des consommations d’électricité (et donc des cotisations fédérales) non attestées; – la Commission ne peut vérifi er s’il existe des lignes directes d’électricité par lesquelles de l’électricité est distribuée sans prélèvement de la cotisation fédérale ou de la production consommée localement et qui n’aurait pas été soumise à cotisation.

Le présent article donne à la Commission les moyens de demander toutes les informations nécessaires à tous les acteurs concernés par la cotisation fédérale et d’appliquer des sanctions en cas de non-respect des dispositions légales, ce que la législation ne permet pas totalement aujourd’hui.

Art. 11.

Cet article transpose l’article 23.5 de la deuxième directive électricité. Dans les cas énumérés dans la loi, la Commission se prononce en tant qu’autorité de règlement des litiges sur des plaintes contre le gestionnaire de réseau. La Commission doit prendre une décision dans un délai de deux mois, mais ce délai peut être prolongé dans les cas prévus par la loi.

Art. 12.

Cet article modifi e les dispositions de la loi électricité concernant le recours contre les décisions de la Commission. La liste limitative des décisions de la Commission contre lesquelles un appel peut être intenté auprès de la cour d’appel de Bruxelles est étendue avec ces décisions supplémentaires que la Commission peut prendre à la suite de la présente proposition de loi, à savoir: – le plan de développement; – la surveillance du marché; – la présomption d’abus de position dominante; – lorsque la Commission se prononce en tant qu’autorité de règlement des litiges.

Dans son premier arrêt relatif au contentieux des décisions de la Commission, la Cour d’appel de Bruxelles avait procédé à une analyse fouillée de la notion de «pouvoir de pleine juridiction»; elle en avait déduit que, pour être conforme au principe constitutionnel de la séparation des pouvoirs, cette notion impliquait que la Cour «ne dispose pas pour autant du pouvoir de contrôler l’opportunité des décisions prises par la CREG en vertu de son pouvoir discrétionnaire» (Arrêt du 27 octobre 2006, dans la procédure 2006/AR/543, ALG/CREG, p.

27). Des arrêts ultérieurs reposent toutefois la question de la limite entre les appréciations appartenant en propre au régulateur et celles qui relèvent du contrôle juridictionnel. Il convient dès lors de lever l’ambiguïté quant à la notion de «compétence de pleine juridiction», afi n que celle-ci ne soit pas interprétée de manière contraire au principe de la séparation des pouvoirs. À cet effet, la présente proposition prévoit que l’article 29bis, § 2, de la loi électricité soit modifi é, de manière à ce qu’il ne puisse pas être porté atteinte aux appréciations discrétionnaires de la Commission.

Cette modifi cation a pour but de souligner que la cour d’appel est chargée d’un contrôle de légalité. Ce contrôle

inclut la vérifi cation de la légalité externe de l’acte (formes d’adoption), ainsi que de sa légalité interne (contrôle des motifs et de l’objet); il inclut également le contrôle de l’absence d’erreur manifeste d’appréciation (à savoir l’erreur «dont l’existence ou la nature s’impose à un esprit raisonnable avec une force de conviction telle que de plus amples investigations n’apparaissent pas nécessaires»); mais il exclut un contrôle d’opportunité (P. GOFFAUX, Dictionnaire élémentaire de droit administratif, Bruxelles, Bruylant, 2006, p. 74 et 107).

Art. 13.

Il existe d’ores et déjà des possibilités de contester les décisions tarifaires de la Commission, de sorte que des doubles procédures en la matière doivent être évitées.

Art. 14.

Jusqu’à aujourd’hui, la Commission ne peut pas déceler ou constater elle-même des violations de la loi électricité et de ses arrêtés d’exécution. Il s’agit d’un handicap important pour l’efficacité du maintien du cadre légal dans son ensemble. Cet article entend y remédier en permettant également que des collaborateurs de la Commission soient désignés par le Roi afi n de déceler et de constater des infractions.

Cette possibilité requiert toutefois que les collaborateurs désignés soient employés dans un cadre statutaire. La Commission devra par conséquent prévoir un statut spécial pour ces collaborateurs.

Art. 15.

Un élargissement des compétences de la Commission, lui permettant d’obliger les acteurs du marché à respecter les dispositions prévues aux articles 2, 3, 4, 1° et 5 ci-dessus, via l’imposition d’une amende administrative, s’impose. Dans le texte actuel de la loi électricité, on empêche la Commission d’intervenir contre des personnes morales agissant sur le marché belge de l’énergie mais ne disposant pas de fi liale en Belgique.

Il est nécessaire, pour cette raison, d’abandonner l’exigence selon laquelle les personnes morales devaient être établies en Belgique. En outre, il est indiqué d’élargir la compétence de la Commission lui permettant d’imposer des amendes administratives, en vue du respect de dispositions spécifi ques contenues dans les ordonnances du Parlement européen et du Conseil relatives aux marchés de

l’électricité et du gaz et au respect des tarifs et autres dispositions et conditions fi xées, imposées ou approuvées par la Commission, en vertu de cette loi ou des arrêtés d’exécution de celle-ci. Il importe donc de modifi er en conséquence l’article 31 de la loi électricité et de convertir et d’arrondir les montants en francs belges en euros.

Art. 16.

Cette disposition prévoit que l’excédent ou le défi cit d’exploitation est intégré dans les tarifs futurs, ce qui est conforme à l’arrêté précité du 11 juillet 2002 et aux dispositions de l’arrêté royal du 29 avril 2004 relatif à la structure tarifaire générale et aux principes de base et procédures en matière de tarifs et de comptabilité des gestionnaires des réseaux de distribution de gaz naturel.

Art. 17.

Cet article confère une base uniforme au calcul des amortissements et de la rémunération équitable pour tous les gestionnaires de réseaux de distribution. Les règles applicables pour le gaz et l’électricité sont uniformisées. Cet article clarifi e également la méthode de détermination de la valeur des capitaux investis et de calcul du pourcentage de rendement. Cette uniformisation vise également à mieux pouvoir réaliser un éventuel exercice de benchmark, en application de l’article 23 de l’arrêté précité du 11 juillet 2002.

Art. 18.

Cette disposition complète la procédure de soumission et d’approbation des tarifs. Désormais, il est stipulé explicitement que la Commission peut imposer des tarifs provisoires lorsque la proposition tarifaire, introduite après la fourniture d’informations complémentaires, reste incomplète en des points essentiels.

Art. 19.

Cet article stipule que le gestionnaire de réseau de distribution doit donner une justifi cation chiffrée de la relation entre le tarif qu’il propose et les montants sousjacents réels. Cet article est étroitement lié à l’article 7 de la présente proposition qui décrit les compétences des commissaires-réviseurs. Ensemble, ces articles

veillent à ce que la tarifi cation repose sur des données comptables fi ables.

Art. 20.

La formulation de l’article 23 actuel de l’arrêté du 11 juillet 2002 précité ne fait pas explicitement référence aux fonds de tiers. Il ne faut toutefois pas l’interpréter comme une absence de compétence dans le chef de la Commission pour apprécier ces coûts. Dans le cas contraire, cette disposition ne serait pas conforme à l’articles 23 de la deuxième directive électricité. Pour éviter des problèmes d’interprétation, la modifi cation envisagée de l’article 23 de l’arrêté royal précité du 11 juillet 2002 ajoute explicitement l’objet de coûts des fonds de tiers aux coûts appréciables, qui sont éventuellement des coûts qui entrent partiellement en compte pour le rejet.

La formulation de la version existante de l’article 23, deuxième phrase («en les comparant, entre autres, aux») n’est pas suffisamment claire. En effet, certains acteurs de marché ont défendu l’argument selon lequel la technique du benchmark devrait être une modalité obligatoire du contrôle ou que cette comparaison pourrait se faire uniquement par sorte d’objets de coûts. Ce n’est pas l’objectif de cette disposition.

La Direction générale «Transport et Énergie» de la Commission européenne a d’ailleurs souligné, dans sa note d’interprétation de la directive 2003/54/CE et 2003/55/CE concernant le rôle des régulateurs (page 6), qu’une telle comparaison n’est qu’une possibilité pour l’organisme de régulation, parmi beaucoup d’autres, en vue d’apprécier les coûts. En effet, dans certains cas, une comparaison n’est soit pas nécessaire soit impossible.

Parfois, le caractère raisonnable des coûts peut uniquement être apprécié, par exemple, en fonction des circonstances particulières du gestionnaire de réseau concerné. La modifi cation envisagée de l’article 23, deuxième phrase, de l’arrêté royal discuté vise à éviter des problèmes d’interprétation et à refl éter plus clairement l’idée qu’une comparaison avec d’autres entreprises n’est qu’une modalité de contrôle possible des coûts et que cette comparaison peut avoir lieu avec des objets de coûts rassemblés.

La modifi cation entend également éviter la considération que le contrôle du caractère raisonnable dont il est question dans cette disposition serait limité par l’obligation du gestionnaire de réseau dont il est question à l’article 22 du même arrêté.

Art. 21.

Le concept de «bonus», contenu à l’article 24 du même arrêté du 11 juillet 2002, n’avait encore jamais été défi ni à ce jour. Puisque ce concept a donné lieu a pas mal de problèmes d’interprétation, il est nécessaire d’apporter quelques éclaircissements. Pour cette raison, le concept de bonus/malus est remplacé par le concept d’excédent/défi cit d’exploitation. Il est stipulé que la Commission décide de leur affectation.

Cette possibilité permet à la Commission de faire une distinction entre, d’une part, l’effet de mesures de maîtrise des coûts et, d’autre part, de simples surbudgétisations ou de la non-réalisation des investissements budgétisés. Dans le cas de mesures de maîtrise des coûts, les actionnaires peuvent être récompensés; les deux autres effets sont intégrés dans les tarifs. Les compétences de la Commission sont dès lors décrites plus clairement, ce qui évite des problèmes d’interprétation.

En ce qui concerne le mode de calcul et l’affectation de l’excédent ou du défi cit d’exploitation, l’arrêté est conformé à l’arrêté précité du 29 février 2004.

Art. 22.

Cet article entend clarifi er la compétence d’approbation de la Commission en la matière.

Art. 23.

Cet article régit l’entrée en vigueur de la présente loi, avec un règlement particulier pour les litiges en cours, afi n de ne pas en faire perdre le bénéfi ce aux acteurs concernés. Muriel GERKENS (Ecolo-Groen !)

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

Art.2.

Dans l’article 2 de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité, modifi é en dernier lieu par la loi du 20 juillet 2005, est inséré un 41°, rédigé comme suit: «41° «entreprise liée», une entreprise liée et/ou une entreprise associée, au sens du Code des sociétés et/ou une entreprise appartenant aux mêmes actionnaires;»

Art.3.

L’article 9 de cette même loi, remplacé par la loi du 1er juin 2005, est complété par un § 11, rédigé comme suit: «§11 Un acteur du marché actif directement ou indirectement, via une entreprise liée et associée, dans la production, le trading ou la fourniture de gaz ou d’électricité ne peut posséder, au sein de l’actionnariat du gestionnaire, un intérêt susceptible de représenter une minorité de blocage.

La Commission vérifie si l’éventuelle convention conclue entre les actionnaires du gestionnaire tient compte des exigences en matière d’indépendance, de confi dentialité et de non-discrimination fi xées dans la présente loi.»

Art.4.

À l’article 12 de la même loi, modifi é par les lois du 24 décembre 2002, du 1er juin 2005, du 20 juillet 2005, du 20 juillet 2006 et du 21 décembre 2007, sont apportées les modifi cations suivantes: 1/ le §1er de la même loi est complété par l’alinéa suivant: «Le gestionnaire du réseau et les distributeurs publient les tarifs approuvés dans les trois jours de la réception de la décision de la Commission. Les fournisseurs sont tenus d’appliquer aux clients fi nals les tarifs approuvés par la Commission et mentionnent ces derniers de manière claire et détaillée dans leur facture.»;

2/ cet article est complété par un § 6, rédigé comme suit: «§ 6 Dans le cadre de l’approbation dont question au § 1er, la Commission est compétente pour évaluer le caractère raisonnable de tous les types de coûts. La Commission rejette le coût concerné si elle le juge déraisonnable. La Commission communique les normes et critères pris en compte pour cette évaluation au gestionnaire du réseau, au plus tard dans sa décision dans laquelle ce coût est rejeté.» À l’article 13 de la même loi, modifi é par la loi du 1er juin 2005, sont apportées les modifi cations suivantes: le § 1er, deuxième alinéa, est abrogé; dans le § 1er, troisième alinéa, les mots «du ministre» sont remplacés par les mots « de la Commission»; 3/ le § 2 est complété par l’alinéa suivant: «Le plan de développement tient également compte des objectifs fi xés par l’Union européenne et la Belgique en matière de production énergétique, et plus spécifi - quement en ce qui concerne le domaine de l’énergie renouvelable.»; 4/ § 3 est remplacé comme suit: «§ 3 Si la Commission constate que les investissements prévus dans le plan de développement ne permettent pas au gestionnaire du réseau de rencontrer les besoins en capacité de manière adéquate et efficace, la Commission peut, après concertation avec le gestionnaire du réseau, imposer au gestionnaire du réseau de prévoir les investissements nécessaires en vue de remédier à cette situation dans un délai raisonnable.» À l’article 22 de la même loi, sont apportées les modifi cations suivantes: 1) au § 2, modifi é par les lois du 16 juillet 2001 et du 1er juin 2005, entre le 1er et le second alinéa, est inséré l’alinéa suivant: «Les comptes séparés pour l’activité du réseau de distribution d’électricité, pour l’activité du réseau de

distribution de gaz naturel et pour les activités non régulées sont certifi ées séparément par les commissaires-réviseurs et par les commissaires-réviseurs du gestionnaire du réseau. Ils certifi ent en particulier que tous les coûts et revenus ont trait uniquement et exclusivement à l’activité du réseau de distribution d’électricité ou à l’activité du réseau de distribution de gaz naturel. Les commissaires-réviseurs transmettent le rapport de certifi cation à la Commission.».

2) au § 3, modifi é par les lois du 16 juillet 2001 et du 1er juin 2005, les alinéas 1er et 2 sont abrogés. À l’article 23, § 2, alinéa deux, de cette même loi, sont apportées les modifi cations suivantes: le 3°bis, abrogé par la loi du 16 mars 2007 et rétabli par la loi du 8 juin 2008 est complété par les mots suivants: «et décider du mode de restitution des revenus excédentaires obtenus»; le 5°, abrogé par la loi du 20 juillet 2006 est rétabli comme suit: «5° décider en tant qu’instance de règlement du litige, conformément à l’article 29;»; le 10° est remplacé comme suit: «10° approuver le plan de développement, exercer un contrôle sur la mise en œuvre de ce plan et, le cas échéant, imposer des investissements supplémentaires;»; L’article 23bis de la même loi, inséré par la loi du 20 mars 2003, est remplacé comme suit: «Art.

23bis. — La Commission veille à ce que chaque entreprise d’électricité s’abstienne, séparément ou en concertation avec une ou plusieurs autres entreprises d’électricité, de tout comportement anticoncurrentiel ou de pratiques commerciales déloyales ayant un effet, ou susceptibles d’avoir un effet, sur un marché de l’électricité pertinent en Belgique. Si la Commission constate dans sa décision un comportement anticoncurrentiel ou des pratiques commerciales déloyales, elle peut imposer aux entreprises

d’électricité concernées toute mesure destinée à remédier à un comportement anticoncurrentiel ou à des pratiques commerciales déloyales ayant un effet, ou cité en Belgique et renvoie, le cas échéant, au Conseil de la Concurrence. Les mesures visées au deuxième alinéa peuvent inclure l’imposition d’amendes administratives ou comporter des mesures favorisant la transparence sur le marché et qui sont applicables à toutes les entreprises d’électricité actives en Belgique.» Dans la même loi est inséré un article 23quater, «Art.

23quater. — § 1er. Il est interdit à une entreprise d’électricité d’exercer une position dominante sur le marché, soit seule soit avec des entreprises associées, afi n d’éviter qu’il y ait abus de cette position dominante, via une facturation de prix qui ne sont pas proportionnels aux coûts de l’entreprise. La Commission évalue si ce rapport raisonnable existe sur la base des coûts de l’entreprise d’électricité et des coûts et prix d’entreprises similaires. § 2.

Il est interdit à une entreprise de gaz naturel possédant une position dominante sur le marché de proposer à des entreprises non associées des conditions inégales comparées à des entreprises associées, pour des prestations similaires. § 3. Si la Commission constate qu’il n’y a pas de rapport égal, comme visé au § 1er, ou qu’il est question de conditions inégales pour des prestations similaires, comme visé au §2, elle décide des mesures à prendre pour remédier à la situation.

Ainsi, la Commission peut décider que l’entreprise de gaz naturel doit restituer les revenus perçus en trop aux clients fi nals et aux clients. La Commission en informe immédiatement le Conseil L’article 26 de la même loi est remplacé comme «Art. 26. — § 1er Pour exercer les missions qui lui sont confi ées, la Commission dispose à l’égard de tous

les acteurs du marché belge de l’électricité, y compris les entreprises liées et les sous-traitants, en particulier les entreprises d’électricité, les producteurs, les autoproducteurs, le gestionnaire du réseau, les distributeurs, les utilisateurs du réseau, les exploitants des lignes directes, les fournisseurs et les intermédiaires, les clients, les clients fi nals et les responsables de la bourse de l’électricité, des pouvoirs suivants: – se faire communiquer sur simple demande toute information et tout document, sous quelque forme ce soit, dans les trente jours, sauf décision contraire de la – déterminer les informations qui doivent lui être communiquées périodiquement et fi xer la périodicité dans laquelle ces informations doivent lui être transmises; – procéder à des inspections, expertises et contrôles sur place, prendre connaissance et copie sur place de tout document, fi chier et enregistrement et avoir accès à tout système informatique. § 2.

Pour exercer les missions qui lui sont confi ées, la Commission dispose à l’égard des gestionnaires du réseau de transport et de distribution des pouvoirs 1. demander aux commissaires-réviseurs de ces entreprises de lui transmettre une copie de tous leurs rapports; 2. demander aux commissaires-réviseurs de ces entreprises de rédiger à leurs frais des rapports spéciaux sur des sujets qu’elle détermine. § 3.

Les membres des organes et les membres du personnel de la Commission sont tenus par le secret professionnel; ils ne peuvent divulguer à personne les informations confi dentielles qui ont été portées à leur connaissance dans le cadre de leur fonction à la Commission, sauf lorsqu’ils sont appelés à témoigner en justice et sans préjudice de l’échange d’informations avec le régulateur de l’électricité et du gaz des régions et des autres États-membres de l’Union européenne, l’Administration de l’Énergie, le Conseil de la Concurrence et la Commission européenne.

Toute infraction à l’alinéa premier est puni par l’application des peines prévues à l’article 458 du Code pénal. Les dispositions du livre premier de ce même Code sont d’application. § 4. Les dispositions du § 3 demeurent applicables aux membres des organes et aux employés de l’autorité

de régulation, de la Direction Énergie, du Conseil de la Concurrence et de la Commission européenne pour ce qui concerne les informations en question.» L’article 29 de cette même loi, abrogé par la loi du 27 juillet 2005, est rétabli dans la rédaction suivante:

Art. 29. — § 1er. La Commission décide, en tant qu’instance de conciliation, au sujet des plaintes déposées contre le gestionnaire du réseau, en ce qui concerne: 1. les prescriptions en matière de gestion et d’allocation de capacités d’interconnexion; 2. des mécanismes en vue de remédier aux goulets d’étranglement de capacités sur le réseau national d’électricité; 3. du temps pris par le gestionnaire du réseau pour réaliser des liaisons et des réparations; 4. la publication, par le gestionnaire du réseau, de l’information adéquate sur les connexions, l’utilisation du réseau et l’allocation de capacités aux parties intéressées; 5. la tenue de comptabilités séparées, en vue d’éviter des subsides croisés entre les activités de production, de transport, de distribution et de fourniture; 6. les dispositions, conditions et tarifs pour le raccordement de nouveaux producteurs d’électricité; 7. la mesure dans laquelle le gestionnaire du réseau remplit ses tâches; 8. le niveau de transparence, de non discrimination et de concurrence; 9. le raccordement aux réseaux nationaux et l’accès à ceux-ci, y compris les tarifs de transport et de distribution; 10. le renforcement des services d’équilibrage. § 2.

La Commission peut uniquement décider en tant qu’instance de conciliation par décision administrative motivée, après avoir entendu les parties concernées. Elle peut procéder ou faire procéder à tous les examens utiles et peut, si nécessaire, désigner des experts et entendre des témoins. Elle peut imposer des mesures de sauvegarde dans des cas urgents. § 3. Dans les cas précisés au § 1er, la Commission prend une décision dans les deux mois suivant la réception de la plainte.

Cette période peut être prolongée de deux mois si la Commission procède à la collecte d’informations supplémentaires comme prévu au §2 ou si la plainte est liée aux tarifs de raccordement pour de

grosses installations de production. Cette période peut être prolongée avec l’accord du plaignant.

Le Roi arrête les règles de procédure applicables, par arrêté délibéré en Conseil des ministres. § 4. Un recours introduit contre ce type de décision ne suspend pas cette décision.». À l’article 29bis de la même loi, inséré par la loi du 20 juillet 2005 et modifi é par les lois du 1er juillet 2005 et du 20 juillet 2005, sont apportées les modifi cations suivantes : au §1er, 3°, les mots «le contrôle de l’exécution, par le gestionnaire du réseau, de», sont supprimés; le § 1er est complété par les points suivants: «8°/1 les décisions prises en application de l’article 23, §2, alinéa deux, 3°, concernant le contrôle de la transparence et de la concurrence sur le marché; 8°/2 les décisions prises en application de l’article 23, §2, alinéa deux, 3°bis, relatives à l’évaluation des raisons objectives et du rapport objectif»; «8°/3 les décisions prises en application de l’article 23, §2, alinéa deux, 5°, comme instance de conciliation.»; le § 2 est remplacé comme suit: «§ 2 Sans préjudice des évaluations discrétionnaires de la Commission, le fonds de l’affaire est soumis à la cour d’appel de Bruxelles, qui se prononce avec les pleins pouvoirs.».

L’article 29sexies de la même loi, inséré par la loi du 20 juillet 2005, est abrogé. À l’article 30bis de la même loi, inséré par la loi du 16 juillet 2001 et modifi é par la loi du 1er juin 2005, sont

au § 1er, les mots «et membres du personnel de la Commission» sont insérés après les mots «les fonctionnaires du SPF Economie, PME, Classes moyennes et Energie»; au § 2, les mots «du SPF Économie, PME, Classes Moyennes et Énergie» sont insérés après les mots «les fonctionnaires visés au § 1er»; cet article est complété par un § 3, rédigé «§ 3. Les membres du personnel de la Commission visés au §1er sont employés sous contrat statutaire, pris par arrêté royal délibéré en Conseil des ministres, sur proposition de la Commission.».

L’article 31 de la même loi est remplacé comme «Art. 31. — Sans préjudice des autres mesures prévues par la présente loi, la Commission peut enjoindre à toute personne physique ou morale de se conformer, dans le délai que la Commission détermine, à des dispositions déterminées des règlements du Parlement européen et du Conseil relatives au marché de l’électricité, de la présente loi ou de ses arrêtés d’exécution et aux tarifs, méthodes, conditions contractuelles et autres dispositions et conditions que la Commission a établis, imposés ou approuvés en vertu de la présente loi ou de ses arrêtés d’exécution.

Si cette personne reste en défaut à l’expiration du délai, la Commission peut, la personne entendue ou dûment convoquée, lui infl iger une amende administrative. L’amende ne peut être, par jour calendrier de retard, inférieure à 250 EUR ni supérieure à 100.000 EUR, ni, au total, supérieure à 2.000.000 EUR ou 10 pour cent du chiffre d’affaires que la personne en cause a réalisé sur le marché belge de l’électricité au cours du dernier exercice clôturé, si ce dernier montant est supérieur.

L’amende est due dès l’expiration du délai imparti au contrevenant pour se conformer à l’injonction de la Commission, et jusqu’à ce qu’il soit mis fi n à l’infraction.

L’amende est recouvrée au profi t du Trésor par l’Administration de la taxe sur la valeur ajoutée, de l’enregistrement et des domaines.»

L’article 5, § 2, alinéa 1er, de l’arrêté royal du 11 juillet 2002 relatif à la structure tarifaire générale et aux principes de base et procédures en matière de tarifs de raccordement aux réseaux de distribution et d’utilisation de ceux-ci, de services auxiliaires fournis par les gestionnaires de ces réseaux et en matière de comptabilité des gestionnaires des réseaux de distribution d’électricité, est remplacé par les deux alinéas suivants: «Les tarifs visés au § 1er, 1°, rémunèrent: – les études de réseau; – les frais généraux de gestion, à l’exclusion de la partie destinée à la gestion du système; – les amortissements; – la marge bénéfi ciaire équitable; – les coûts de fi nancement; – les frais d’entretien; – les coûts liés à l’utilisation du réseau de transport; – les coûts liés aux obligations de service public.

Les tarifs comportent le bénéfi ce ou le défi cit d’exploitation reporté, approuvé par la Commission.» Il est inséré dans le même arrêté un article 5/1, rédigé «Art. 5/1. — § 1er . Sans préjudice de la loi du 17 juillet 1975 relative à la comptabilité des entreprises, le montant annuel des amortissements à reprendre dans les tarifs est déterminé selon la valeur des actifs fi xée sur la base de la valeur d’acquisition historique et des pourcentages d’amortissement suivants, sans tenir compte d’une quelconque valeur résiduelle: immobilisations corporelles, étant entendu que les coûts indirects activés ne peuvent dépasser 20% de la valeur d’acquisition des immobilisations corporelles: a. bâtiments industriels: 3% (33 ans); b. bâtiments administratifs: 2% (50 ans); c. câbles: 2% (50 ans); d. lignes: 2% (50 ans); e. postes: i. équipements basse tension: 3% (33 ans); ii. équipements haute tension: 3% (33 ans); iii. raccordements: – transformations: 3% (33 ans);

– lignes et câbles 2% (50 ans); f. compteurs: 3% (33 ans); g. télétransport et fi bres optiques: 10% (10 ans); h. matériel et meubles: 10% (10 ans); matériel roulant: 20% (5 ans); immobilisations incorporelles (ne sont pas reprises dans l’actif régulé – RAB-): 20% (5 ans). § 2. La marge bénéfi ciaire constitue la rémunération, par le gestionnaire du réseau, des capitaux investis dans le réseau. Celle-ci est générée annuellement par l’application du pourcentage de rendement visé ci-dessous sur la valeur moyenne de l’actif régulé.

La valeur initiale (iRAB) de l’actif régulé (RAB) se compose de la somme de la valeur de reconstruction économique nette des immobilisations corporelles régulées, telles que fi xées au 31 décembre 2001, ou de la valeur d’acquisition indexée de cet actif et du fonds de roulement nominal du gestionnaire du réseau. Le montant du fonds de roulement nominal est déterminé en fonction des comptes séparés de l’activité concernée.

Le fonds de roulement nominal du gestionnaire du réseau, à un moment donné, équivaut à la différence entre, d’une part, la somme des stocks, des commandes en cours, des créances à un an au plus et des comptes de régularisation de l’actif à ce moment et, d’autre part, la somme des dettes à un an au plus et des comptes de régularisation du passif à ce moment.

La valeur de l’actif régulé, sur laquelle le pourcentage de rendement est appliqué, est dérivée de la valeur initiale de l’actif régulé, et évolue annuellement selon les règles d’évolution prévues ci-dessous. § 3. Afi n de déterminer la valeur de l’actif régulé pour l’exercice d’exploitation, il faut prendre la moyenne des deux valeurs suivantes: la RAB au 1er janvier de l’année concernée; la RAB au 1er janvier de l’année concernée plus les investissements, moins les désinvestissements, moins les subsides d’investissements, moins les interventions de tiers, moins les amortissements de l’année concernée, plus la modifi cation du fonds de roulement nominal moyen de l’année concernée par rapport à l’année précédente.

Le montant d’investissement prévu pour l’exercice d’exploitation concerné est justifi é sur la base d’une évaluation de chaque projet d’investissement contenu dans les plans d’investissement approuvés par les autorités régionales. § 4. Pour les investissements, le gestionnaire indique, sur le plan économique, s’il s’agit d’investissements d’extension ou d’investissements de remplacement. Les immobilisations corporelles reprises dans l’actif régulé initial sont comptabilisées, lors de leur mise hors service, à la valeur à laquelle elles ont été reprises initialement dans l’actif régulé initial, moins les amortissements approuvés par la Commission.

Les immobilisations corporelles qui font partie de l’actif régulé mais qui ne faisaient pas partie de l’actif régulé initial (iRAB) sont comptabilisées lors de la mise hors service à la valeur d’acquisition initiale, moins les amortissements approuvés par la Commission. § 5. Les moins-values comptabilisées et la partie de la plus-value (c’est-à-dire l’écart positif entre la valeur iRAB et la partie non amortie de la valeur d’acquisition initiale) concernent les équipements mis hors service dans le courant de l’année concernée, pour autant que les montants liés à la partie de la plus-value soient comptabilisés sur le compte de bilan ‘Réserves indisponibles’ du gestionnaire du réseau.

Les «Réserves indisponibles» ne sont pas rémunérées. L’évolution de ces réserves doit correspondre aux mises hors service enregistrées. § 6. Le pourcentage de rendement est la somme d’un taux d’intérêt sans risque et d’une prime de risque du marché pondérée par le facteur Bèta Les paramètres pour le calcul du pourcentage de rendement R sont les suivants: un taux d’intérêt sans risque qui est déterminé chaque année sur la base du rendement réel moyen des obligations linéaires émises durant cette année par les pouvoirs publics belges avec une durée de dix ans; étant entendu que: le pourcentage de rendement réel moyen publié par la Banque Nationale de Belgique est pris comme référence, plus précisément le tarif de référence moyen calculé sur base des données journalières des obligations linéaires, calculées sur la base du rendement des emprunts belges sur le marché secondaire;

le budget du gestionnaire du réseau est rédigé sur la base de la valeur moyenne de ce rendement des obligations linéaires de l’année qui précède l’introduction de la proposition tarifaire; la prime de risque du gestionnaire du réseau, composée d’une prime de risque, est pondérée par un facteur Bèta; étant entendu que: la Commission applique 3,50% comme prime de risque; le facteur Bèta refl ète la sensibilité des mouvements du marché du rendement du placement en actions du gestionnaire du réseau de distribution et correspond à la covariance du rendement de l’action du gestionnaire du réseau de distribution avec le rendement sur le marché, divisé par la variance sur ce marché; les actions qui font partie, au cours de cette année, du panier d’actions BEL20 (ou son remplaçant) sont pris comme marché; la valeur du facteur Bèta est calculée sur la base des cours de clôture journaliers sur une période de sept années d’exploitation, la septième année correspondant à l’exercice d’exploitation concerné; en attendant une cotation en bourse pour le gestionnaire du réseau de distribution, le facteur Bèta est calculé conformément à l’article 7, §35, de l’arrêté royal du 8 juin 2007 relatif aux règles en matière de fi xation et de contrôle du revenu total et de la marge bénéfi ciaire équitable, de la structure tarifaire générale, du solde entre les coûts et les recettes et des principes de base et procédures en matière de proposition et d’approbation des tarifs, du rapport et de la maîtrise des coûts par le gestionnaire du réseau national de transport d’électricité; pour le calcul préalable du facteur de pondération Bèta, il est fait usage des données relatives aux actions jusqu’au 31 décembre de l’année qui précède l’introduction de la proposition tarifaire; la marge bénéfi ciaire équitable est déterminée sur la base des paramètres précités et du rapport réel, mesuré en moyenne sur l’exercice d’exploitation concerné, entre les fonds propres (à l’exception des ‘réserves indisponibles’) et les fonds totaux (paramètre S) du gestionnaire du réseau; tant la valeur des fonds propres que celle des fonds totaux est calculée comme étant la moyenne arithmétique de la valeur initiale, après affectation du résultat et de la valeur fi nale de celle-ci avant affectation du résultat; sur la base des paramètres précités, le pourcentage de rendement R est calculé comme suit:

– lorsque S = 33% ou S < 33%, le pourcentage de rendement R = S% X {rente OLO n + (Rp x ‘beta’)}; – lorsque S > 33%, le pourcentage de rendement R est la somme de: (a) 33% X {rente OLO n + (Rp x ‘beta’)}; et (b) (S-33%) x (rente OLO n + 70 bp); j. il est tenu compte: – de S = Fonds propres (à l’exception des ‘Réserves indisponibles’) par rapport aux fonds totaux; – d’une rente OLO année n = le taux d’intérêt sans risque d’OLOs sur 10 ans pour l’année n; Rp= prime de risque pour l’exercice d’exploitation concerné;‘Beta’ = le coefficient bèta unlevered (ou raw) pour l’exercice d’exploitation concerné.

Lors du constat du surplus ou du défi cit d’exploitation, la Commission recalcule la marge bénéfi ciaire équitable à l’aide des paramètres réels, y compris du calcul a posteriori de la structure fi nancière (paramètre S) sur base du bilan défi nitif et non sur la base des bilans provisoires. Le paramètre OLO est recalculé sur la base des chiffres réels de l’exercice d’exploitation.» Dans le même arrêté est inséré un article 9/1, rédigé «Art.

9/1. — Les coûts réels devant être couverts par les tarifs doivent reposer sur des données révélées par la comptabilité analytique. Les derniers chiffres défi nitivement connus de l’année n-2 (‘n’ = l’année d’exploitation concernée pour laquelle les tarifs sont soumis pour approbation) doivent être utilisés pour justifi er les coûts à la base de la proposition tarifaire en question.

Le gestionnaire du réseau de distribution doit fournir une justifi cation chiffrée de la période de transition, comprise entre, d’une part, la période couverte par les derniers chiffres défi nitifs connus et, d’autre part, la période couverte par les chiffres tels que proposés dans le budget, les éléments suivants devant être, au moins, fournis: – le mode de traitement des coûts et/ou revenus exceptionnels durant l’année n-2 ( par exemple, les grands projets) du budget concerné et les coûts et/ou revenus exceptionnels pour l’année n; – pour les coûts récurrents, la méthode d’indexation utilisée indiquant, par poste de coût, le(s) paramètre(s) d’indexation utilisé(s) ( par exemple, indice des prix à la

consommation ou à la production, Nc, Ne, avec reproduction de la source utilisée et les données utilisées), accompagné également d’un détail des hypothèses utilisées pour l’indexation (par exemple, l’évolution des équivalents temps plein pour opérer une extrapolation des coûts du personnel ou le nombre de compteurs à budget); – pour les postes de coût qui ne dépendent pas de l’indexation (des paramètres d’indexation): les résultats des procédures d’adjudication menées, les offres des fournisseurs, les éléments constitutifs et la justifi cation des ces postes de coût; la manière selon laquelle il a été tenu compte des divers revenus (par exemple les revenus de la location des pylônes ou des récupérations des assurances) déduits des coûts à la base des tarifs, accompagnés du lien avec les chiffres réellement réalisés durant l’année n-2 .» L’article 10 du même arrêté est complété par les alinéas suivants: « Sans préjudice des dispositions du premier alinéa, la Commission peut également approuver, pour une période de trois mois renouvelable, des tarifs provisoires que le gestionnaire du réseau de distribution concerné doit appliquer si la proposition tarifaire accompagnée du budget est introduite à temps mais demeure incomplète sur des points essentiels, après la fourniture d’informations complémentaires visées à l’article 9, §2.

Les points essentiels ayant un caractère incomplet sont, notamment: une proposition tarifaire qui n’est pas introduite par les organes ou les personnes compétents du gestionnaire du réseau de distribution; une proposition tarifaire accompagnée d’un budget qui ne permet pas d’établir les liens nécessaires entre les tarifs et les coûts; une proposition tarifaire qui ne permet pas d’examiner la réalité de tous les coûts, telle que visée à l’article 9bis.

Lors de la détermination des tarifs provisoires, la Commission n’est pas tenue de se baser sur la proposition tarifaire introduite incomplète accompagnée du budget. La Commission peut rejeter tous les montants insuffisamment justifi és comme étant déraisonnables.»

L’article 23 du même arrêté est remplacé comme «Art. 23. — Sans préjudice de l’article 22, les coûts dans les objets de coût visés à l’article 18, 1°, 2°, 3° et 5°, ne peuvent être imputés aux tarifs visés à l’article 11 que si la Commission ne les a pas rejetés comme étant déraisonnables. La Commission évalue le caractère raisonnable des coûts.» L’article 24 du même arrêté est remplacé par la disposition suivante: « Art.

24. — § 1er. Lors du rapport annuel visé à l’article 13, § 3, la Commission détermine dans une première phase si les tarifs visés à l’article 11, appliqués au cours de l’exercice d’exploitation précédent, ont résulté en un bénéfi ce ou en un défi cit d’exploitation. Un bénéfi ce ou un défi cit d’exploitation se compose de la différence entre, d’une part, le résultat réel déterminé par la Commission après évaluation du caractère raisonnable des coûts réels et après contrôle des revenus et, d’autre part, la marge bénéfi ciaire équitable recalculée sur la base de la valeur réelle des paramètres du pourcentage de rendement visé à l’article 5/1, §6, et des capitaux réellement investis. § 2.

La Commission informe le gestionnaire du réseau de distribution concerné par courrier recommandé de sa décision visée à l’alinéa précédent. Dans les quinze jours calendrier de la réception de ce courrier, le gestionnaire du réseau de distribution concerné peut communiquer ses observations à ce sujet, par porteur et avec accusé de réception, à la Commission. À la demande du gestionnaire du réseau de distribution concerné, la Commission entend celui-ci dans ce délai.

Dans les trente jours calendrier suivant l’expiration du délai visé à l’alinéa précédent, la Commission statue de manière défi nitive sur le montant du bénéfi ce ou du défi cit d’exploitation et de l’affectation de celui-ci. § 3. Lors de la détermination du bénéfi ce ou du défi cit d’exploitation, la Commission peut rejeter les coûts réels du gestionnaire du réseau de distribution pour autant que ceux-ci soient déraisonnables.

§ 4. Si l’autorité compétente rejette des dépenses sur la base du droit fi scal et que ce rejet donne lieu à des taxes ou prélèvements supplémentaires, le montant de ces taxes ou prélèvements est également déduit de l’objet de coût et du tarif correspondant visé à l’article 18, 5°, b).» Dans l’arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport pour l’électricité et l’accès à celui-ci, est inséré un article 6/1, rédigé comme suit: «Art.

6/1. — Chaque fois qu’il est stipulé, dans le présent arrêté, en application de l’article 11, 7°, de la loi du 29 avril 1999, que certaines règles opérationnelles, conditions générales, contrats-types, formulaires ou procédures applicables au gestionnaire du réseau et, le cas échéant, aux utilisateurs du réseau, sont soumis à l’approbation de la Commission, cela implique également que la Commission peut imposer des règles provisoires, des conditions générales, des contrat-types, des formulaires ou des procédures lorsque le gestionnaire du réseau ne respecte pas ses obligations dans un délai fi xé par la Commission.» La présente loi entre en vigueur le jour de sa publication au Moniteur belge.

Les propositions tarifaires ou les rapports soumis à la Commission avant l’entrée en vigueur de cette loi, mais qui n’ont pas encore fait l’objet d’une décision, sont évaluées conformément aux dispositions de cette loi. Pour les décisions prises en réparation en droit, suite à un arrêt en annulation, seuls les articles 4, 2° et 12 de la présente loi sont appliqués. Il en va de même pour les décisions faisant l’objet d’un appel.

27 mai 2008 Muriel GERKENS (Ecolo-Groen!)

ANNEXE

TEXTE DE BASE ADAPTÉ À LA PROPOSITION

Loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité Pour l’application de la présente loi, il y a lieu d’entendre par:

1° «producteur»: toute personne physique ou morale qui produit de l’électricité, y compris tout autoproducteur;

2° «autoproducteur»: toute personne physique ou morale produisant de l’électricité principalement pour son propre usage;

3° «cogénération»: la production combinée d’électricité et de chaleur; 3°bis «cogénération de qualité»: production combinée de chaleur et d’électricité, conçue en fonction des besoins de chaleur du client, qui réalise une économie d’énergie par rapport à la production séparée des mêmes quantités de chaleur et d’électricité dans des installations modernes de référence défi nis sur base des critères de chaque région; 3°ter «tarif de secours»: les tarifs de secours sont ceux qui sont relatif a la fourniture d’électricité en cas de défaillance d’unités de production;)

4° «sources d’énergie renouvelables»: toutes sources d’énergie autres que les combustibles fossiles et la fission nucléaire, notamment l’énergie hydraulique, l’énergie éolienne, l’énergie solaire, le biogaz, les produits et déchets organiques de l’agriculture et de l’arboriculture forestière, et les déchets ménagers; 4°bis «certifi cat vert»: bien immatériel attestant qu’un producteur a produit une quantité déterminée d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables, au cours d’un intervalle de temps déterminé;

5° «gaz à effet de serre»: les gaz qui, dans l’atmosphère, absorbent et réémettent le rayonnement infrarouge, et notamment le dioxyde de carbone (CO2), le méthane (CH4), l’oxyde nitreux (N2O), les hydrofl uorocarbones (HFC), les hydrocarbures perfl uorés (PFC) et l’hexafl uorure de soufre (SF6);

6° «transport»: le transport d’électricité sur le réseau de transport aux fi ns de fourniture à des clients fi nals ou à des distributeurs;

7° «réseau de transport»: le réseau national de transport d’électricité, qui comprend les lignes aériennes, câbles souterrains et installations servant à la transmission d’électricité de pays à pays et à destination de clients directs des producteurs et de distributeurs établis en Belgique, ainsi qu’à l’interconnexion entre centrales électriques et entre réseaux électriques; 7°bis «interconnexions»: les équipements utilisés pour interconnecter les réseaux de transport et de distribution électrique;

8° «gestionnaire du réseau»: le gestionnaire du réseau de transport désigné conformément à l’article 10;

9° «propriétaires du réseau»: les propriétaires de l’infrastructure et de l’équipement faisant partie du réseau de transport, à l’exception du gestionnaire du réseau et de ses fi liales;

10° «distribution»: le transport d’électricité sur des réseaux de distribution aux fi ns de fourniture à des clients;

11° «distributeur»: toute personne physique ou morale assurant la distribution d’électricité sur le territoire belge, qu’elle vende cette électricité ou non;

12° «réseau de distribution»: tout réseau, opérant à une tension égale ou inférieure à 70 kilovolts, pour la transmission d’électricité à des clients au niveau régional ou local;

13° «client»: tout client fi nal, intermédiaire, gestionnaire du réseau de distribution ou gestionnaire du réseau;

14° «client fi nal»: toute personne physique ou morale achetant de l’électricité pour son propre usage;

15° «intermédiaire»: toute personne physique ou morale, autre qu’un producteur ou un distributeur, qui achète de l’électricité en vue de la revente; 15°bis. «fournisseur»: toute personne physique ou morale qui vend de l’électricité à un ou des client(s) fi nal(s); le fournisseur produit ou achète l’électricité vendue aux clients fi nals; 15°ter. «entreprise d’électricité»: toute personne physique ou morale qui effectue la production, le trans-

port, la distribution, le comptage, la fourniture ou l’achat d’électricité ou plusieurs de ces activités, à l’exclusion des clients fi nals;

16° «client éligible»: tout client qui, en vertu de l’article 16 ou, s’il n’est pas établi en Belgique, en vertu du droit d’un autre Etat membre de l’Union européenne, a le droit de conclure des contrats de fourniture d’électricité avec un producteur, distributeur , fournisseur ou intermédiaire de son choix et, à ces fi ns, le droit d’obtenir un accès au réseau de transport aux conditions énoncées à l’article 15, § 1er;

17° «ligne directe»: toute ligne d’électricité complémentaire au réseau de transport, à l’exclusion des lignes relevant d’un réseau de distribution;

18° «utilisateur du réseau»: toute personne physique ou morale qui alimente le réseau de transport ou est desservie par celui-ci;

19° «entreprise associée»: toute entreprise associée au sens de l’article 12 du Code des sociétés;

20° «entreprise liée»: toute entreprise liée au sens de l’article 11 du Code des sociétés 20°bis «fi liale»: chaque société commerciale dont le propriétaire possède directement ou indirectement, au moins 10 pour cent du capital ou des droits de vote liés aux titres émis par cette société commerciale.

21° «étude prospective»: l’étude sur les perspectives d’approvisionnement en électricité, établie en application de l’article 3;

22° «règlement technique»: le règlement technique pour la gestion du réseau de transport et l’accès à celuici, établi en application de l’article 11;

23° «plan de développement»: le plan de développement du réseau de transport établi en application de l’article 13;

24° «Directive 2003/54/CE»: la Directive 2003/54/ CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la Directive 96/92/ CE;

25° «ministre»: le ministre fédéral qui a l’Energie dans ses attributions;

26° «commission»: la commission de régulation de l’électricité instituée par l’article 23;

27° «effi cacité énergétique et/ou gestion de la demande»: une approche globale ou intégrée visant à in- fl uencer l’importance et le moment de la consommation d’électricité afi n de réduire la consommation d’énergie primaire et les pointes de charge, en donnant la priorité aux investissements en mesure d’effi cacité énergétique ou d’autres mesures plutôt qu’aux investissements destinés à accroître la capacité de production, si les premiers constituent la solution la plus efficace et économique;

28° «Direction générale de l’Energie»: la Direction générale de l’Energie du Service public fédéral Economie, P.M.E., Classes moyennes et Energie;

29° «administrateur non exécutif»: tout administrateur qui n’assume pas de fonction de direction au sein du gestionnaire du réseau ou l’une de ses fi liales;

30° «administrateur indépendant»: tout administrateur non exécutif qui: – répond aux conditions de l’article 524, § 4, du Code des Sociétés et – n’a pas exercé au cours des vingt-quatre mois précédant sa désignation, une fonction ou activité, rémunérée ou non, au service d’un producteur autre qu’un auto-producteur, de l’un des propriétaires du réseau, d’un distributeur, d’un intermédiaire, d’un fournisseur ou d’un actionnaire dominant;

31° «période régulatoire»: la période de quatre ans pendant laquelle s’appliquent les tarifs visés à l’article 12;

32° «marge équitable»: la marge visée à l’article 12, § 2;

33° «actif régulé»: l’actif visé à l’article 12quinquies;

34° «taux de rendement»: le taux visé à l’article 12quinquies;

35° «site de consommation»: installations de consommations situées dans un lieu topographiquement identifi é dont l’électricité est prélevée au réseau par un même utilisateur de réseau de transport ou de distribu-

tion. Un même réseau de chemins de fer ou de transport ferroviaire urbain, même s’il y a plusieurs points d’alimentation, est considéré comme un seul site de consommation;

36° «puissance injectée»: l’énergie nette injectée sur le réseau par une installation de production d’électricité, par unité de temps, exprimée en kilowatt (kW);

37° «nomination de la puissance injectée»: la valeur attendue de la puissance injectée, exprimée en kilowatt (kW), qui est communiquée au gestionnaire du réseau conformément au règlement technique visé à l’article 11;

38° «écart de production»: la différence, positive ou négative, entre, d’une part, la puissance injectée et, d’autre part, la nomination de la puissance injectée pour une unité de temps donnée, à un moment précis, exprimée en kilowatt (kW);

39° «pourcentage d’écart de production»: le quotient, exprimé en pour cent, de l’écart de production divisé par la nomination de la puissance injectée;

40° «prix de référence du marché»: le prix en vigueur, pour l’unité de temps concernée, de la bourse de l’électricité belge et, à défaut, de la bourse de l’électricité néerlandaise.

41° «entreprise liée», une entreprise liée et/ou une entreprise associée, au sens du Code des sociétés et/ou une entreprise appartenant aux mêmes actionnaires.

Art 9.

§ 1er. Le gestionnaire du réseau doit être constitué sous la forme d’une société anonyme et avoir son siège social et son administration centrale dans un Etat faisant partie de l’Espace économique européen. Il ne peut s’engager dans des activités de production ou de vente d’électricité autres que les ventes nécessitées par son activité de coordination en tant que gestionnaire du réseau. Il ne peut non plus s’engager dans des activités de gestion de réseaux de distribution d’un niveau de tension inférieur à 30 kV.

Le gestionnaire du réseau ne peut détenir, directement ou indirectement, des droits d’associé, quelle qu’en soit la forme, dans des producteurs, distributeurs, fournisseurs et intermédiaires.

§ 2. Le conseil d’administration du gestionnaire du réseau est composé exclusivement d’administrateurs non exécutifs et pour moitié au moins d’administrateurs indépendants. La commission donne un avis conforme sur l’indépendance des administrateurs indépendants visés à l’article 2, 30°, et ce au plus tard dans un délai de trente jours à dater de la réception de la notifi cation de la nomination de ces administrateurs indépendants par l’organe compétent du gestionnaire de réseau.

En plus de leur indépendance, ces administrateurs indépendants sont nommés par l’assemblée générale en partie pour leurs connaissances en matière de gestion fi nancière et en partie pour leurs connaissances utiles en matière technique. Le conseil d’administration est composé au moins d’un tiers de membres de l’autre sexe. Les dispositions des alinéas 1er et 2 s’appliquent pour la première fois lors du renouvellement de tout ou partie des mandats des membres du conseil d’administration.

Le conseil d’administration du gestionnaire du réseau constitue en son sein au minimum un comité d’audit, un comité de rémunération et un comité de gouvernement d’entreprise. Le comité d’audit, et le comité de rémunération sont composés exclusivement d’administrateurs non-exécutifs et majoritairement d’administrateurs indépendants. Le comité de gouvernance d’entreprise est composé exclusivement d’administrateurs indépendants, qui sont au moins trois. § 3.

Le comité d’audit est chargé des tâches suivantes:

1° examiner les comptes et assurer le contrôle du budget;

2° assurer le suivi des travaux d’audit;

3° évaluer la fi abilité de l’information fi nancière;

4° organiser et surveiller le contrôle interne;

5° vérifi er l’effi cacité des systèmes internes de gestion des risques. Le comité d’audit a le pouvoir d’enquêter dans toute matière qui relève de ses attributions. A cette fi n, il

dispose des ressources nécessaires, a accès à toute information, à l’exception des données commerciales relatives aux utilisateurs du réseau, et peut demander des avis d’experts internes et externes. § 4. Le comité de rémunération est chargé de formuler des recommandations à l’attention du conseil d’administration au sujet de la rémunération des membres du comité de direction. § 5. Le comité de gouvernance d’entreprise est chargé des tâches suivantes:

1° proposer à l’assemblée générale des actionnaires des candidats aux mandats d’administrateur indépendant;

2° approuver préalablement la nomination des membres du comité de direction;

3° examiner, à la demande de tout administrateur indépendant, du président du comité de direction ou de la commission, tout cas de confl it d’intérêts entre le gestionnaire du réseau, d’une part, et un actionnaire dominant ou une entreprise associée ou liée à un actionnaire dominant, d’autre part, et faire rapport à ce sujet au conseil d’administration;

4° se prononcer sur les cas d’incompatibilité dans le chef des membres de la direction et du personnel;

5° veiller à l’application des dispositions de cet article et de l’article 9, en évaluer l’effi cacité au regard des objectifs d’indépendance et d’impartialité de la gestion du réseau de transport et soumettre chaque année un rapport à ce sujet à la commission. § 6. Le conseil d’administration du gestionnaire du réseau institue, conformément à l’article 524bis du Code des Sociétés, un comité de direction. § 7.

Après approbation préalable du comité de gouvernance d’entreprise, le conseil d’administration du gestionnaire du réseau nomme et, le cas échéant, révoque les membres du comité de direction, y compris son président et son vice-président. Les dispositions du présent paragraphe ne s’appliquent pour la première fois qu’aux nominations et renouvellements de mandats postérieurs à l’entrée en vigueur du présent article.

Le président et le vice-président du comité de direction siègent au conseil d’administration du gestionnaire du réseau avec voix consultative. § 8. Le conseil d’administration du gestionnaire du réseau exerce notamment les pouvoirs suivants:

1° il défi nit la politique générale de la société;

2° il exerce les pouvoirs qui lui sont attribués par le ou en vertu du Code des Sociétés, à l’exception des pouvoirs attribués ou délégués au comité de direction du gestionnaire du réseau;

3° il assure une surveillance générale sur le comité de direction du gestionnaire du réseau dans le respect des restrictions légales en ce qui concerne l’accès aux données commerciales et autres données confi dentielles relatives aux utilisateurs du réseau et au traitement de celles-ci;

4° il exerce les pouvoirs qui lui sont attribués statutairement. § 9. Le comité de direction du gestionnaire du réseau exerce notamment les pouvoirs suivants:

1° la gestion de réseaux d’électricité;

2° la gestion journalière du gestionnaire du réseau;

3° les autres pouvoirs délégués par le conseil d’administration;

4° les pouvoirs qui lui sont attribués statutairement. § 10. Lors du renouvellement des mandats des membres du conseil d’administration et du comité de direction, il est veillé à atteindre et à maintenir un équilibre linguistique. §11. Un acteur du marché actif directement ou indirectement, via une entreprise liée et associée, dans la production, le trading ou la fourniture de gaz ou d’électricité ne peut posséder, au sein de l’actionnariat du gestionnaire, un intérêt susceptible de représenter une minorité de blocage.

La Commission vérifi e si l’éventuelle convention conclue entre les actionnaires du gestionnaire tient compte des exigences en matière d’indépendance, de confi dentialité et de non-discrimination fi xées dans la présente loi.

§ 3bis.(...)

§ 1er. Le raccordement au réseau de transport, l’utilisation du réseau de transport et la fourniture des services auxiliaires par le gestionnaire du réseau s’effectuent sur la base de tarifs proposés par le gestionnaire du réseau et soumis à l’approbation de la commission, en application de la procédure visée à l’article 12quinquies, 4°. Le gestionnaire du réseau et les distributeurs publient les tarifs approuvés dans les trois jours de la réception de la décision de la Commission.

Les fournisseurs sont tenus d’appliquer aux clients fi nals les tarifs approuvés par la Commission et mentionnent ces derniers de manière claire et détaillée dans leur facture. § 2. Le revenu total nécessaire à l’exécution des obligations légales et réglementaires incombant au gestionnaire du réseau en application de la présente loi est soumis à l’approbation de la commission. Ce revenu total couvre:

1° l’ensemble des coûts nécessaires à l’exercice, par le gestionnaire du reseau au cours de la periode régulatoire, des tâches visées à l’article 8, § 1er, en ce compris les charges fi nancières;

2° une marge équitable et des amortissements, tous deux nécessaires pour assurer au gestionnaire du réseau le fonctionnement optimal, les investissements futurs et la viabilité du réseau de transport, et offrir au gestionnaire du réseau concerné, après un etalonnage européen sur base de gestionnaires du réseau comparables, une perspective favorable concernant l’accès aux marchés des capitaux à long terme;

3° le cas échéant, l’exécution des obligations de service public en application de l’article 21; et 4° le cas échéant, les surcharges appliquées sur les tarifs. § 3. Les tarifs pour l’électricité de secours pour les installations de co-génération de qualité de moins de 20 MW raccordées soit au réseau de transport soit à un réseau de distribution fi gurent parmi les tarifs des services auxiliaires. Ces tarifs sont principalement fonction de la consommation d’électricité pour les besoins de secours et d’entretien des installations de co-génération.

[…]

§ 4. Les dispositions de l’arrêté royal du 4 avril 2001 relatif à la structure tarifaire générale et aux principes de base et procédures en matière de tarifs et de comptabilité du gestionnaire du réseau national de transport d’électricité et de l’arrêté royal du 11 juillet 2002 relatif a la structure tarifaire générale et aux principes de base et procédures en matière de tarifs de raccordement aux réseaux de distribution et d’utilisation de ceux-ci, de services auxiliaires fournis par les gestionnaires de ces réseaux et en matière de comptabilité des gestionnaires des réseaux de distribution d’électricité restent en vigueur pour les années d’exploitation 2005, 2006 et 2007, pour ce qui concerne les tarifs visés aux article s 12 à 12novies, à l’exception de l’article 12octies, et pour les années d’exploitation 2005, 2006, 2007 et 2008 pour ce qui concerne les tarifs visés à l’article 12octies.

§ 5. L’arrêté royal du 11 juillet 2002 relatif à la structure tarifaire générale et aux principes de base et procédures en matière de tarifs de raccordement aux réseaux de distribution et d’utilisation de ceux-ci, de services auxiliaires fournis par les gestionnaires de ces réseaux et en matière de comptabilité des gestionnaires des réseaux de distribution d’électricité, visé au § 4, est confi rmé.

§ 6. Dans le cadre de l’approbation dont question La Commission rejette le coût concerné si elle le juge déraisonnable. La Commission communique les normes et critères pris en compte pour cette évaluation au gestionnaire du réseau, au plus tard dans sa décision dans laquelle ce coût est rejeté.

§ 1er. Le gestionnaire du réseau établit un plan de développement du réseau de transport en collaboration avec la Direction générale de l’Energie et le Bureau fédéral du Plan. Le plan de développement est soumis à l’approbation de la Commission. Pour les parties du plan de développement concernant les évolutions du réseau de transport nécessaires au raccordement au réseau de transport des installations de production d’électricité à partir des vents dans les espaces marins sur lesquels la Belgique peut exercer sa juridiction conformément au droit international de

la mer, le ministre consulte préalablement le ministre compétent pour le milieu marin. Le plan de développement couvre une période de dix ans. Il est adapté tous les trois ans pour les dix années suivantes. Il est établi pour la première fois dans les douze mois de l’approbation de l’étude prospective. Le Roi établit les modalités de la procédure d’élaboration, d’approbation et de publication du plan de développement.

§ 2. Le plan de développement contient une estimation détaillée des besoins en capacité de transport, avec indication des hypothèses sous-jacentes, et énonce le programme d’investissements que le gestionnaire du réseau s’engage à exécuter en vue de rencontrer ces besoins. Le plan de développement tient compte du besoin d’une capacité de réserve adéquate et des projets d’intérêt commun désignés par les institutions de l’Union européenne dans le domaine des réseaux transeuropéens.

Le plan de développement tient également compte des objectifs fi xés par l’Union européenne et la Belgique en matière de production énergétique, et plus spécifi quement en ce qui concerne le domaine de l’énergie renouvelable. § 3. Si la Commission constate que les investissemettent pas au gestionnaire du réseau de rencontrer les besoins en capacité de manière adéquate et effi cace, la Commission peut, après concertation avec le gestionnaire du réseau, imposer au gestionnaire du réseau de prévoir les investissements nécessaires en vue de remédier à cette situation dans un délai raisonnable.

Art.22.

§ 1er. La loi du 17 juillet 1975 relative à la comptabilité et aux comptes annuels des entreprises et ses arrêtés d’exécution, ainsi que les articles 64 à 66, 77 à l’exception de son sixième alinéa, 80, 80bis et 177bis des lois coordonnées sur les sociétés commerciales sont applicables au gestionnaire du réseau et aux gestionnaires des réseaux de distribution, producteurs, distributeurs , fournisseurs et intermédiaires qui sont des sociétés ou organismes de droit belge, quelle que soit leur forme juridique.

Les comptes annuels de ces entreprises indiquent, dans leur annexe, toutes opérations signifi catives effec-

verbonden of geassocieerde ondernemingen tijdens het betrokken boekjaar.

tuées avec des entreprises liées ou associées au cours de l’exercice en cause.

§ 2. Les entreprises visées au § 1er qui sont intégrées verticalement ou horizontalement tiennent, dans leur comptabilité interne, des comptes séparés pour leurs activités de production, de transport et de distribution et, le cas échéant, pour l’ensemble de leurs activités en dehors du secteur de l’électricité, de la même façon que si ces activités étaient exercées par des entreprises juridiquement distinctes.

Elles tiennent également des comptes qui peuvent être consolidés pour les autres activités concernant l’électricité non liées au transport ou à la distribution. Les comptes séparés pour l’activité du réseau de distribution d’électricité, pour l’activité du réseau de distribution de gaz naturel et pour les activités non régulées sont certifi ées séparément par les commissaires-réviseurs et par les commissairesréviseurs du gestionnaire du réseau.

Ils certifi ent en particulier que tous les coûts et revenus ont trait uniquement et exclusivement à l’activité du réseau de distribution d’électricité ou à l’activité du réseau de distribution de gaz naturel. Les commissairesréviseurs transmettent le rapport de certifi cation à la Commission. . Jusqu’au 1er juillet 2007, les entreprises visées au § 1er tiennent des comptes séparés pour les activités de fourniture aux clients éligibles et non éligibles.

Les revenus de la propriété du réseau de transport sont mentionnés dans la comptabilité.

En ce qui concerne les comptes séparés relatifs à leurs activités de production, une distinction est faite entre la production d’origine nucléaire et la production d’origine fossile ou autre.

Les comptes annuels des entreprises visées au premier alinéa reprennent, dans leur annexe, un bilan et un compte de résultats pour chaque catégorie d’activités, ainsi que les règles d’imputation des postes d’actif et de passif et des produits et charges qui ont été appliquées pour établir les comptes séparés. Ces règles ne peuvent être modifi ées qu’à titre exceptionnel et ces modifi cations doivent être indiquées et dûment motivées dans l’annexe aux comptes annuels. § 3 […]

Tout arrêté pris en vertu de l’article 11, 2°, de la loi du 17 juillet 1975 précitée pour le secteur de l’électricité et toute dérogation accordée à des entreprises relevant de ce secteur en application de l’article 15 de la même loi sont soumis à l’avis préalable de la commission.

Art.23.

§ 1er. Il est créé une commission de régulation de l’électricité, en allemand «Elektrizittsregulierungskommission «et en abrégé «CRE «. La commission est un organisme autonome ayant la personnalité juridique et ayant son siège dans l’arrondissement administratif de Bruxelles-Capitale. § 2. La commission est investie d’une mission de conseil auprès des autorités publiques en ce qui concerne l’organisation et le fonctionnement du marché de l’électricité, d’une part, et d’une mission générale de surveillance et de contrôle de l’application des lois et règlements y relatifs, d’autre part.

A cet effet, la commission:

1° donne des avis motivés et soumet des propositions dans les cas prévus par la présente loi ou ses arrêtés d’exécution;

2° d’initiative ou à la demande du ministre ou d’un gouvernement de région, effectue des recherches et des études relatives au marché de l’électricité;

3° surveille la transparence et la concurrence sur le marché de l’électricité conformément à l’article 23bis;

3°bis apprécie le caractère objectivement justifi é de la relation entre les prix et les coûts d’entreprise visée à l’article 23ter et décider du mode de restitution des revenus excédentaires obtenus;

4° organise un service de conciliation et d’arbitrage conformément à l’article 28;

5° décider en tant qu’instance de règlement du litige, conformément à l’article 29;

6° instruit les demandes d’autorisation pour la construction de nouvelles installations de production d’électricité et de nouvelles lignes directes en vertu des articles 4 et 17 et contrôle le respect des conditions des autorisations délivrées;

7° émet un avis sur l’étude prospective;

8° contrôle le respect des dispositions de l’article 9 et de ses arrêtés d’exécution par le gestionnaire du 9° contrôle l’application du règlement technique;

10° approuver le plan de développement, exercer un contrôle sur la mise en œuvre de ce plan et, le cas échéant, imposer des investissements supplémentaires;

11° contrôle et évalue l’exécution des obligations de service public visées à l’article 21, premier alinéa, 1°, et, le cas échéant, l’application des dérogations accordées en vertu de l’article 21, premier alinéa, 2°;

12° le cas échéant, gère le mécanisme visé à l’article 7 et le fonds visé à l’article 21, premier alinéa, 3°; 12°bis contrôle les mesures arrêtées en application de l’article 7;

13° le cas échéant, établit la méthode de calcul des coûts et pertes visés à l’article 21, premier alinéa, 3°, a), et vérifi e ces calculs;

14° approuve les tarifs visés aux articles 12 à 12nonies; 14°bis veille a ce que les tarifi cations pour la fourniture d’électricité soient orientées dans le sens de l’intérêt général et s’intègrent dans la politique énergétique globale et, le cas échéant, contrôle les prix maximaux applicables à des clients fi nals et aux distributeurs approvisionnant des clients fi nals qui n’ont pas la qualité de client éligible;

15° contrôle les comptes des entreprises du secteur de l’électricité en vue notamment de vérifi er le respect des dispositions de l’article 22 et l’absence de subsides croisés entre les activités de production, de transport et de distribution;

16° vérifie l’absence de subsides croisés entre catégories de clients qui n’ont pas la qualité de client éligible et entre ces catégories de clients et les clients éligibles;

17° exécute toutes autres missions lui confi ées par des lois et règlements en matière d’organisation du marché de l’électricité.

18° vérifi e l’absence de subsides croises lorsque le gestionnaire du réseau fait application de l’article 8, § 2;

19° veille à ce que la situation notamment technique et tarifaire du secteur de l’électricité ainsi que l’évolution de ce secteur visent l’intérêt général et cadrent avec la politique énergétique globale. La Commission assure le monitoring permanent du marché de l’électricité, tant sur le plan du fonctionnement du marché que sur le plan des prix. Le Roi peut préciser, sur proposition de la Commission, par arrêté délibéré en Conseil des Ministres, les modalités du monitoring permanent du marché de l’électricité;

20° veille aux intérêts essentiels du consommateur et à l’exécution correcte des obligations de service public par les entreprises concernées. Dans les cas où la présente loi ou ses arrêtés d’exécution prescrivent l’avis de la commission, celle-ci peut soumettre des propositions de sa propre initiative. Le comité de direction rend ses avis et ses propositions au ministre dans les quarante jours civils suivant la réception de la demande, sauf si le ministre prévoit un délai plus long.

Le ministre peut prévoir un délai plus court pour les avis demandés dans le cadre des articles s 19 et 32. Lorsque le comité de direction remet ses avis et propositions au ministre, il les transmet aussi au conseil général

§ 3. Avant le 1er mai de l’année suivant l’exercice concerné, la commission transmet au ministre un rapport portant sur:

1° l’exécution de ses missions;

2° l’état de ses frais de fonctionnement et de leur mode de couverture, y compris une situation actif/passif;

3° l’évolution du marché de l’électricité. Le ministre communique ce rapport annuel aux chambres législatives fédérales et aux gouvernements de région. Il veille à une publication appropriée du rapport. Le ministre soumet au Conseil des ministres un rapport comprenant un tableau comparatif des objectifs, tels que formulés dans la note de politique générale, et de leur réalisation pendant l’année concernée.

S’il ressort de la comparaison que les objectifs fi xés ne sont pas atteints, le comité de direction est entendu. S’il s’avère que les explications obtenues dans ce cadre fournissent une justifi cation insuffi sante, le Conseil des ministres donne au comité de direction, sur proposition du ministre, soit des instructions d’exécution afi n de réaliser les objectifs énoncés dans la note de politique générale approuvée, soit des directives de politiques concrètes afi n de reformuler ou corriger les objectifs énoncés dans la note de politique générale approuvée.

Dans les deux cas, les instructions d’exécution ou les directives de politiques concrètes ainsi formulées, donneront lieu à l’adaptation de la note de politique générale selon la procédure décisionnelle appropriée. § 4. Dans le cadre de l’accomplissement des tâches qui sont assignées à la commission en vertu du § 2, 6°, 8°, 9°, 10°, 11°, 15° et 17°, le président du Comité de direction de la commission peut requérir l’assistance des fonctionnaires de la Direction générale de l’Energie et de la Direction générale du Contrôle et de la Médiation du Service public fédéral Economie, P.M.E., Classes moyennes et Energie, lesquels sont mandatés conformément à l’article 30bis.

Art. 23bis. La Commission veille à ce que chaque

entreprise d’électricité s’abstienne, séparément ou en concertation avec une ou plusieurs autres entreprises d’électricité, de tout comportement anticoncurrentiel ou de pratiques commerciales déloyales ayant un effet, ou susceptibles d’avoir un effet, sur un marché de l’électricité pertinent en Belgique. comportement anticoncurrentiel ou des pratiques commerciales déloyales, elle peut imposer aux entreprises d’électricité concernées toute mesure destinée à remédier à un comportement anticoncurrentiel ou à des pratiques commerciales déloyales

un marché de l’électricité en Belgique et renvoie, le cas échéant, au Conseil de la Concurrence. inclure l’imposition d’amendes administratives ou comporter des mesures favorisant la transparence sur le marché et qui sont applicables à toutes les entreprises d’électricité actives en Belgique.

Art. 23quater.

§ 1er. Il est interdit à une entreprise d’électricité d’exercer une position dominante sur le marché soit seule soit avec des entreprises associées, afi n d’éviter qu’il y ait abus de cette position dominante, via une facturation de prix qui ne sont pas proportionnels aux coûts de l’entreprise. La Commission évalue si ce rapport raisonnable existe sur la base des coûts de l’entreprise d’électricité et des coûts et prix d’entreprises similaires. possédant une position dominante sur le marché de proposer à des entreprises non associées des conditions inégales comparées à des entreprises associées, pour des prestations similaires. § 3.

Si la Commission constate qu’il n’y a pas de rapport égal, comme visé au §1er, ou qu’il est question de conditions inégales pour des prestations similaires, comme visé au §2, elle décide des mesures à prendre pour remédier à la situation. Ainsi, la Commission peut décider que l’entreprise de gaz naturel doit restituer les revenus perçus en trop aux clients fi nals et aux clients. La Commission en informe immédiatement le Conseil de la Concurrence.

Art. 26.

§ 1er Pour exercer les missions qui lui sont confi ées, la Commission dispose à l’égard de tous les acteurs du marché belge de l’électricité, y compris les entreprises liées et les sous-traitants, en particulier les entreprises d’électricité, les producteurs, les auto-producteurs, le gestionnaire du réseau, les distributeurs, les utilisateurs du réseau, les exploitants des lignes directes, les fournisseurs et les intermédiaires, les clients, les clients fi nals et les responsables de la bourse de l’électricité, des pouvoirs suivants: 1. se faire communiquer sur simple demande toute information et tout document, sous quelque forme ce soit, dans les trente jours, sauf décision contraire de la Commission; 2. déterminer les informations qui doivent lui être communiquées périodiquement et fi xer la périodicité dans laquelle ces informations doivent lui être transmises; 3. procéder à des inspections, expertises et contrôles sur place, prendre connaissance et copie sur place de tout document, fi chier et enregistrement et avoir accès à tout système informatique. § 2.

Pour exercer les missions qui lui sont confi ées, la Commission dispose à l’égard des gestionnaires du réseau de transport et de distribution des 1.demander aux commissaires-réviseurs de ces entreprises de lui transmettre une copie de tous leurs rapports; 2. demander aux commissaires-réviseurs de ces entreprises de rédiger à leurs frais des rapports spéciaux sur des sujets qu’elle détermine. professionnel; ils ne peuvent divulguer à personne les informations confi dentielles qui ont été portées à leur connaissance dans le cadre de leur fonction à la Commission, sauf lorsqu’ils sont appelés à témoigner en justice et sans préjudice de l’échange d’informations avec le régulateur de l’électricité et du gaz des régions et des autres États-membres de

l’Union européenne, l’Administration de l’Énergie, le Conseil de la Concurrence et la Commission européenne.

Toute infraction à l’alinéa premier est puni par l’application des peines prévues à l’article 458 du Code pénal. Les dispositions du livre premier de ce même Code sont d’application. § 4. Les dispositions du §3 demeurent applicables aux membres des organes et aux employés de l’autorité de régulation, de la Direction Énergie, du Conseil de la Concurrence et de la Commission européenne pour ce qui concerne les informations en question.

Art. 29

§ 1er. La Commission décide, en tant qu’instance de conciliation, au sujet des plaintes déposées contre le gestionnaire du réseau, en ce qui concerne: les prescriptions en matière de gestion et d’allocation de capacités d’interconnexion; des mécanismes en vue de remédier aux goulets d’étranglement de capacités sur le réseau national d’électricité; du temps pris par le gestionnaire du réseau pour réaliser des liaisons et des réparations; la publication, par le gestionnaire du réseau, de l’information adéquate sur les connexions, l’utilisation du réseau et l’allocation de capacités aux parties intéressées; la tenue de comptabilités séparées, en vue d’éviter des subsides croisés entre les activités de production, de transport, de distribution et de fourniture; les dispositions, conditions et tarifs pour le raccordement de nouveaux producteurs la mesure dans laquelle le gestionnaire du réseau remplit ses tâches; le niveau de transparence, de non discrimination et de concurrence; l’accès à ceux-ci, y compris les tarifs de transport et de distribution; § 2.

La Commission peut uniquement décider en tant qu’instance de conciliation par décision administrative motivée, après avoir entendu les parties concernées.

Zij kan overgaan of doen overgaan tot alle nuttige onderzoeken en kan, indien nodig, deskundigen aanwijzen en getuigen horen. Zij kan bewarende maatregelen opleggen in dringende gevallen.

Elle peut procéder ou faire procéder à tous les examens utiles et peut, si nécessaire, désigner des experts et entendre des témoins. Elle peut imposer des mesures de sauvegarde dans des cas urgents. § 3. Dans les cas précisés au §1er, la Commission prend une décision dans les deux mois suivant la réception de la plainte. Cette période peut être prolongée de deux mois si la Commission procède à la collecte d’informations supplémentaires comme prévu au §2 ou si la plainte est liée aux tarifs de raccordement pour de grosses installations de production.

Cette période peut être prolongée avec l’accord du plaignant. Le Roi arrête les règles de procédure applicables, par arrêté délibéré en Conseil des ministres. § 4. Un recours introduit contre ce type de décision ne suspend pas cette décision.

Art.29bis.

§ 1er. Un recours auprès de la cour d’appel de Bruxelles siégeant comme en référé est ouvert à toute personne justifi ant d’un intérêt contre les décisions de la Commission énumérées ci-après:

1° les décisions prises en application de l’article 23, § 2, alinéa 2, 8°, relatif au contrôle du respect par le gestionnaire du réseau des dispositions de l’article 9 et ses arrêtés d’exécution;

2° les décisions prises en application de l’article 23, § 2, alinéa 2, 9°, relatif au contrôle de l’application du règlement technique visé à l’article 11 et ses arrêtés d’exécution à l’exception des décisions visées à l’article 29ter;

3° les décisions prises en application de l’article 23, § 2, alinéa 2, 10°, relatif au plan de développement visé à l’article 13 et ses arrêtés d’exécution;

4° les décisions prises en application de l’article 23, § 2, alinéa 2, 11°, relatif au contrôle et à l’évaluation de l’exécution des obligations de service public visées à l’article 21, premier alinéa, 1° et ses arrêtés d’exécution, et, le cas echéant, à l’application des dérogations accordées en vertu de l’article 21, premier alinéa, 2°, et ses arrêtés d’application;

5° les décisions prises en application de l’article 23, § 2, alinea 2, 13°, relatif à l’adoption de la méthode de calcul et à la vérifi cation des calculs des coûts et pertes visés à l’article 21, premier alinéa, 3°, a) et ses arrêtés 6° les décisions prises en application de l’article 23, § 2, alinéa 2, 14°, relatif à l’approbation des tarifs visés aux articles 12 à 12novies et de leurs arrêtés d’exécution;

7° les décisions prises en application de la mission qu’elle exerce en vertu de l’article 23, § 2, alinéa 2, 14°bis, relatif au contrôle sur le fait que les tarifi cations pour la fourniture d’électricité sont orientées dans le sens de l’intérêt général et s’intègrent dans la politique énergétique globale et, le cas échéant, au contrôle des prix maximaux applicables à des clients fi nals et aux distributeurs approvisionnant des clients fi nals qui n’ont pas la qualité de client éligible;

8° les décisions prises en application de l’article 23, § 2, alinéa 2, 15°, relatif au contrôle des comptes des entreprises du secteur de l’électricité visés à l’article 22 et ses arrêtés d’exécution;

8°/1 les décisions prises en application de l’article 8°/3 les décisions prises en application de l’article 23, §2, alinéa deux, 5°, comme instance de conciliation 9° les décisions prises en application de l’article 31 d’infl iger une amende administrative.

§ 2. Sans préjudice des évaluations discrétionnaires de la Commission, le fonds de l’affaire est soumis à la cour d’appel de Bruxelles, qui se prononce avec les pleins pouvoirs.

Art. 29sexies […]

Art. 30bis

§ 1er. Sans préjudice des pouvoirs des offi ciers de police judiciaire, le Roi désigne les fonctionnaires moyennes et Energie et membres du personnel de la Commission qui sont compétents pour rechercher et constater les infractions à la présente loi et aux arrêtés pris en exécution de celle-ci. Leurs procès-verbaux font foi jusqu’à preuve du contraire.

§ 2. Les fonctionnaires visés au § 1er du SPF Économie, PME, Classes Moyennes et Énergie peuvent:

1° accéder aux bâtiments, ateliers et leurs dépendances pendant les heures d’ouverture ou de travail, lorsque ceci est nécessaire à l’exercice de leur mission;

2° faire toutes les constatations utiles, se faire produire et saisir des documents, pièces, livres et objets nécessaires à l’enquête et à la constatation. Lorsque ces actes ont le caractère d’une perquisition, ils ne peuvent être accomplis par les fonctionnaires

visés au § 1er que sur autorisation du juge d’instruction ou du président du tribunal de première instance saisi sur requête. § 3 Les membres du personnel de la Commission visés au §1er sont employés sous contrat statutaire, pris arrêté royal délibéré en Conseil des ministres, sur proposition de la Commission.

Art. 31.

Sans préjudice des autres mesures prévues par la présente loi, la Commission peut enjoindre à toute personne physique ou morale de se conformer, dans le délai que la Commission détermine, à des dispositions déterminées des règlements du Parlement européen et du Conseil relatives au marché de l’électricité, de la présente loi ou de ses arrêtés d’exécution et aux tarifs, méthodes, conditions contractuelles et autres dispositions et conditions que la Commission a établis, imposés ou approuvés en vertu de la présente loi ou de ses arrêtés d’exécution. dûment convoquée, lui infl iger une amende administrative.

L’amende ne peut être, par jour calendrier de retard, inférieure à 250 EUR ni supérieure à 100.000 EUR, ni, au total, supérieure à 2.000.000 EUR ou 10 pourcents du chiffre d’affaires que la personne en cause a réalisé sur le marché belge de l’électricité au cours du dernier exercice clôturé, si ce dernier montant est supérieur.

L’amende est due dès l’expiration du délai imparti au contrevenant pour se conformer à l’injonction de la Commission, et jusqu’à ce qu’il soit mis fi n à l’infraction. L’amende est recouvrée au profi t du Trésor par l’Administration de la taxe sur la valeur ajoutée, de l’enregistrement et des domaines

ARRETE ROYAL

du 11 juillet 2002 relatif à la structure tarifaire générale et aux principes de base et procédures en matière de tarifs de raccordement aux réseaux de distribution et d’utilisation de ceux-ci, de services auxiliaires fournis par les gestionnaires de ces réseaux et en matière de comptabilité des gestionnaires des réseaux de distribution d’électricité

Art. 5

§ 1er. Les tarifs d’utilisation du réseau comprennent:

1° les tarifs de la puissance souscrite et la puissance complémentaire;

2° le tarif de la gestion du système;

3° le tarif pour l’activité de mesure et de comptage. § 2. Les tarifs visés au § 1er, 1°, rémunèrent: − les études de réseau; les frais généraux de gestion, à l’exclusion de la partie destinée à la gestion du système; les amortissements; la marge bénéfi ciaire équitable; les coûts de fi nancement; les frais d’entretien; les coûts liés à l’utilisation du réseau de transport; les coûts liés aux obligations de service public.

Les tarifs comportent le bénéfi ce ou le défi cit d’exploitation reporté, approuvé par la Commission. Le tarif de la puissance souscrite est fonction de la puissance souscrite par l’utilisateur du réseau, de la formule de souscription demandée par l’utilisateur du réseau, de la période tarifaire et du niveau de tension. Ce tarif comprend un coeffi cient de réduction qui est fonction de la présence d’une production locale pouvant faire appel au réseau de distribution pour le transport d’électricité pour la réserve de secours de production.

Le tarif de la puissance complémentaire est fonction de l’amplitude, de la période tarifaire, du niveau de tension et du caractère récurrent de la puissance complementaire constatée en un point du réseau de distribution.

En ce qui concerne les utilisateurs du réseau dont la puissance souscrite est inférieure ou égale à 56 kVA, le tarif pour la puissance souscrite et le tarif pour la puissance supplémentaire sont fonction de l’énergie active injectée ou prélevée par un utilisateur du réseau sur le réseau de distribution et de la période tarifaire. En ce qui concerne ces mêmes catégories d’utilisateurs, afi n d’éviter des extensions inutiles de capacité et d’assurer l’optimalisation de ces capacités, selon des critères à déterminer, un terme de puissance lié aux pointes de consommation réelles mesurées peut être appliqué aux raccordements existants ou aux nouveaux utilisateurs qui en font la demande.

Les tarifs de la puissance souscrite et de la puissance complémentaire ne sont pas applicables aux unités de production d’une puissance inférieure ou égale à 5 MWe. La disposition prévue à l’alinéa précédent est également applicable aux unités de production à partir de sources d’énergie renouvelables et à partir de cogénération de qualité dont la puissance installée est supérieure à 5 MWe, sauf lorsque ces unités de production sont raccordées sur des parties d’infrastructure sur lesquelles l’importance de ce type d’unités a pour conséquence des frais supplémentaires non négligeables. § 3.

Le tarif visé au § 1er, 2°, rémunère la gestion du système et le fi nancement des actifs pour la gestion du système. Ce tarif est fonction de l’énergie active injectée ou prélevée sur une base quart-horaire par un utilisateur du réseau sur le réseau de distribution. § 4. Le tarif visé au § 1er, 3°, rémunère l’activité de mesure et de comptage, en ce compris la collecte et le transfert des données relatives à un client éligible lorsque ce dernier change de fournisseur.

Le tarif pour l’activité de mesurage, tel que décrit à l’article 1er, 24°, se compose d’un terme fi xe, par utilisateur du réseau, au sein du réseau de distribution. tarif pour l’activité de mesurage est fonction de l’énergie active injectée ou prélevée par l’utilisateur du réseau.

Art. 5/1.

§ 1er . Sans préjudice de la loi du 17 juillet 1975 relative à la comptabilité des entreprises, le montant annuel des amortissements à reprendre dans les tarifs est déterminé selon la valeur des actifs fi xée sur la base de la valeur d’acquisition historique et des pourcentages d’amortissement suivants, sans tenir compte d’une quelconque valeur résiduelle: immobilisations corporelles, étant entendu que les coûts indirects activés ne peuvent dépasser 20% de la valeur d’acquisition des immobilisations corporelles: transformations: 3% (33 ans); lignes et câbles 2% (50 ans); télétransport et fibres optiques: 10% (10 ans); immobilisations incorporelles (ne sont pas reprises dans l’actif régulé – RAB-): 20% (5 ans).

§2. La marge bénéfi ciaire constitue la rémunération, par le gestionnaire du réseau, des capitaux investis dans le réseau. Celle-ci est générée annuellement par l’application du pourcentage de rendement visé ci-dessous sur la valeur moyenne de l’actif régulé. économique nette des immobilisations corporelles régulées, telles que fi xées au 31 décembre 2001, ou de la valeur d’acquisition indexée de cet actif et du fonds de roulement nominal du gestionnaire du Le montant du fonds de roulement nominal est déterminé en fonction des comptes séparés de l’activité concernée.

Le fonds de roulement nominal du gestionnaire du réseau, à un moment donné, équivaut à la dif-

férence entre, d’une part, la somme des stocks, des commandes en cours, des créances à un an au plus et des comptes de régularisation de l’actif à ce moment et, d’autre part, la somme des dettes à un an au plus et des comptes de régularisation du passif à ce moment. La valeur de l’actif régulé, sur laquelle le pourcentage de rendement est appliqué, est dérivée de la valeur initiale de l’actif régulé, et évolue annuellement selon les règles d’évolution prévues ci-dessous. § 3.

Afi n de déterminer la valeur de l’actif régulé pour l’exercice d’exploitation, il faut prendre la moyenne des deux valeurs suivantes: la RAB au 1er janvier de l’année concernée plus les investissements, moins les désinvestissements, moins les subsides d’investissements, moins les interventions de tiers, moins les amortissements de l’année concernée, plus la modifi cation du fonds de roulement nominal moyen de l’année concernée par rapport à l’année précédente. évaluation de chaque projet d’investissement contenu dans les plans d’investissement approuvés par les autorités régionales. § 4.

Pour les investissements, le gestionnaire indique, sur le plan économique, s’il s’agit d’investissements d’extension ou d’investissements de remplacement. Les immobilisations corporelles reprises dans l’actif régulé initial sont comptabilisées, lors de leur mise hors service, à la valeur à laquelle elles ont été reprises initialement dans l’actif régulé initial, moins les amortissements approuvés par la Commission.

Les immobilisations corporelles qui font partie de l’actif régulé mais qui ne faisaient pas partie de l’actif régulé initial (iRAB) sont comptabilisées lors de la mise hors service à la valeur d’acquisition initiale, moins les amortissements approuvés par

§ 5. Les moins-values comptabilisées et la partie de la plus-value (c’est-à-dire l’écart positif entre la valeur iRAB et la partie non amortie de la valeur

d’acquisition initiale) concernent les équipements mis hors service dans le courant de l’année concernée, pour autant que les montants liés à la partie de la plus-value soient comptabilisés sur le compte de bilan ‘Réserves indisponibles’ du gestionnaire du réseau. Les «Réserves indisponibles» ne sont pas rémunérées. L’évolution de ces réserves doit correspondre aux mises hors service enregistrées.

§ 6. Le pourcentage de rendement est la somme d’un taux d’intérêt sans risque et d’une prime de risque du marché pondérée par le facteur Bèta un taux d’intérêt sans risque qui est déterminé chaque année sur la base du rendement réel moyen des obligations linéaires émises durant cette année par les pouvoirs publics belges avec une durée de dix ans; étant entendu que: le pourcentage de rendement réel moyen publié par la Banque Nationale de Belgique est pris comme référence, plus précisément le tarif de référence moyen calculé sur base des données journalières des obligations linéaires, calculées sur base du rendement des emprunts belges sur le marché secondaire; le budget du gestionnaire du réseau est rédigé sur la base de la valeur moyenne de ce rendement des obligations linéaires de l’année qui précède l’introduction de la proposition tarifaire; composée d’une prime de risque, est pondérée par un facteur Bèta; étant entendu que: le facteur Bèta refl ète la sensibilité des mouvements du marché du rendement du placement en actions du gestionnaire du réseau de distribution et correspond à la covariance du rendement de l’action du gestionnaire du réseau de distribution avec le rendement sur le marché, divisé par la variance sur ce marché; année, du panier d’actions BEL20 (ou son remplaçant) sont pris comme marché; la valeur du facteur Bèta est calculée sur la base des cours de clôture journaliers sur une période

de sept années d’exploitation, la septième année correspondant à l’exercice d’exploitation concerné; en attendant une cotation en bourse pour le gestionnaire du réseau de distribution, le facteur Bèta est calculé conformément à l’article 7, §35, de l’arrêté royal du 8 juin 2007 relatif aux règles en matière de fi xation et de contrôle du revenu total et de la marge bénéfi ciaire équitable, de la structure tarifaire générale, du solde entre les coûts et les recettes et des principes de base et procédures en matière de proposition et d’approbation des tarifs, du rapport et de la maîtrise des coûts par le gestionnaire du réseau national de transport d’électricité; pour le calcul préalable du facteur de pondération Bèta, il est fait usage des données relatives aux actions jusqu’au 31 décembre de l’année qui précède l’introduction de la proposition tarifaire; la marge bénéfi ciaire équitable est déterminée sur la base des paramètres précités et du rapport réel, mesuré en moyenne sur l’exercice d’exploitation concerné, entre les fonds propres (à l’exception des ‘réserves indisponibles’) et les fonds totaux (paramètre S) du gestionnaire du réseau; arithmétique de la valeur initiale, après affectation du résultat et de la valeur fi nale de celle-ci avant affectation du résultat; − lorsque S = 33% ou S < 33%, le pourcentage de − lorsque S > 33%, le pourcentage de rendement R est la somme de: j. il est tenu compte: − de S = Fonds propres (à l’exception des ‘Réserves − d’une rente OLO année n = le taux d’intérêt sans risque d’OLOs sur 10 ans pour l’année n; Rp= prime de risque pour l’exercice d’exploitation

concerné;‘Beta’ = le coefficient bèta unlevered (ou raw) pour l’exercice d’exploitation concerné. Lors du constat du surplus ou du déficit d’exploitation, la Commission recalcule la marge bénéfi ciaire équitable à l’aide des paramètres réels, y compris du calcul a posteriori de la structure fi - nancière (paramètre S) sur base du bilan défi nitif et non sur base des bilans provisoires. Le paramètre OLO est recalculé sur la base des chiffres réels de l’exercice d’exploitation.

Art. 9/1.

Les coûts réels devant être couverts par les tarifs doivent reposer sur des données révélées par la comptabilité analytique. Les derniers chiffres défi nitivement connus de l’année n-2 (‘n’ = l’année d’exploitation concernée pour laquelle les tarifs sont soumis pour approbation) doivent être utilisés pour justifi er les coûts à la base de la proposition tarifaire Le gestionnaire du réseau de distribution doit fournir une justifi cation chiffrée de la période de transition, comprise entre, d’une part, la période couverte par les derniers chiffres défi nitifs connus et, d’autre part, la période couverte par les chiffres tels que proposés dans le budget, les éléments suivants devant être, au moins, fournis: le mode de traitement des coûts et/ou revenus exceptionnels durant l’année n-2 ( par exemple, les grands projets) du budget concerné et les coûts et/ou revenus exceptionnels pour l’année n; pour les coûts récurrents, la méthode d’indexation utilisée indiquant, par poste de coût, le(s) paramètre(s) d’indexation utilisé(s) ( par exemple, indice des prix à la consommation ou à la production, Nc, Ne, avec reproduction de la source utilisée et les données utilisées), accompagné également d’un détail des hypothèses utilisées pour l’indexation (par exemple, l’évolution des équivalents temps plein pour opérer une extrapolation des coûts du personnel ou le nombre de compteurs à pour les postes de coût qui ne dépendent pas de l’indexation (des paramètres d’indexation): les résultats des procédures d’adjudication menées, les offres des fournisseurs, les éléments constitutifs et la justifi cation des ces postes de coût; des divers revenus (par exemple les revenus de la location des pylônes ou des récupérations des assurances) déduits des coûts à la base des tarifs,

accompagnés du lien avec les chiffres réellement réalisés durant l’année n-2 . La commission peut approuver, pour une période de trois mois renouvelable, des tarifs provisoires que le gestionnaire de réseau de distribution concerné devra appliquer si ce gestionnaire de réseau de distribution ne respecte pas ses obligations dans les délais qui lui sont imposés aux articles 9 et 27 ou si la commission a décidé de refuser la proposition tarifaire ou la proposition tarifaire adaptée.

L’alinéa 1er est également d’application lorsque le gestionnaire de réseau de distribution concerné ne soumet pas son plan comptable à la commission dans le délai qui lui est imposé par l’article 21 ou lorsque la commission refuse d’approuver ce plan comptable. Sans préjudice des dispositions du premier alinéa, période de trois mois renouvelable, des tarifs provisoires que le gestionnaire du réseau de distribution concerné doit appliquer si la proposition tarifaire accompagnée du budget est introduite à temps mais demeure incomplète sur des points essentiels, après la fourniture d’informations complémentaires visées à l’article 9, §2.

Les points essentiels ayant un caractère incomplet sont, notamment: une proposition tarifaire qui n’est pas introduite par les organes ou les personnes compétents du gestionnaire du réseau de distribution; budget qui ne permet pas d’établir les liens nécessaires entre les tarifs et les coûts; d’examiner la réalité de tous les coûts, telle que visée à l’article 9bis. Lors de la détermination des tarifs provisoires, la Commission n’est pas tenue de se baser sur la proposition tarifaire introduite incomplète accompagnée du budget.

La Commission peut rejeter tous les montants insuffisamment justifi és comme étant déraisonnables.

Sans préjudice de l’article 22, les coûts dans les objets de coût visés à l’article 18, 1°, 2°, 3° et 5°, ne

peuvent être imputés aux tarifs visés à l’article 11 que si la Commission ne les a pas rejetés comme La Commission évalue le caractère raisonnable des coûts.

Art. 24.

§ 1er. Lors du rapport annuel visé à l’article 13, §3, la Commission détermine dans une première phase si les tarifs visés à l’article 11, appliqués au cours de l’exercice d’exploitation précédent, ont résulté en un bénéfi ce ou en un défi cit d’exploitation. Un bénéfi ce ou un défi cit d’exploitation se compose de la différence entre, d’une part, le résultat réel déterminé par la Commission après évaluation du caractère raisonnable des coûts réels et après contrôle des revenus et, d’autre part, la marge bénéfi ciaire équitable recalculée sur la base de la valeur réelle des paramètres du pourcentage de rendement visé à l’article 5/1, §6, et des capitaux réellement investis.

§ 2. La Commission informe le gestionnaire du réseau de distribution concerné par courrier recommandé de sa décision visée à l’alinéa précédent. Dans les quinze jours calendrier de la réception de ce courrier, le gestionnaire du réseau de distribution concerné peut communiquer ses observations à ce sujet, par porteur et avec accusé de réception, à la Commission. À la demande du gestionnaire du réseau de distribution concerné, la Commission entend celui-ci dans ce délai.

Dans les trente jours calendrier suivant l’expiration du délai visé à l’alinéa précédent, la Commission statue de manière défi nitive sur le montant du bénéfi ce ou du défi cit d’exploitation et de l’affectation de celui-ci. § 3. Lors de la détermination du bénéfi ce ou du défi cit d’exploitation, la Commission peut rejeter les coûts réels du gestionnaire du réseau de distribution pour autant que ceux-ci soient déraisonnables. § 4.

Si l’autorité compétente rejette des dépenses sur la base du droit fi scal et que ce rejet donne lieu à des taxes ou prélèvements supplémentaires, le montant de ces taxes ou prélèvements est également

déduit de l’objet de coût et du tarif correspondant visé à l’article 18, 5°, b). Arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport pour l’électricité et l’accès à celui-ci

Art. 6/1.

Chaque fois qu’il est stipulé, dans le présent arrêté, en application de l’article 11, 7°, de la loi du 29 avril 1999, que certaines règles opérationnelles, conditions générales, contrats-types, formulaires ou procédures applicables au gestionnaire du réseau et, le cas échéant, aux utilisateurs du réseau, sont soumis à l’approbation de la Commission, cela implique également que la Commission peut imposer des règles provisoires, des conditions générales, des contrat-types, des formulaires ou des procédures lorsque le gestionnaire du réseau ne respecte pas ses obligations dans un délai fi xé par la Commission.

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