Wetsontwerp modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l'électricité Pages

LE GOUVERNEMENT DEMANDE L’URGENCE CONFORMÉMENT À L’ARTICLE 51 DU RÈGLEMENT. 6515 DE BELGIQUE SOMMAIRE

PROJET DE LOI

modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité Pages 12 juin 2017

Le gouvernement a déposé ce projet de loi le 12 juin 2017. Le “bon à tirer” a été reçu à la Chambre le 12 juin 2017. g n ) n de luttes originales – Groen Ouverture

Le présent projet de loi vise à apporter un certain nombre de modifications à la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité (“la loi électricité”), en vue d’améliorer la flexibilité du système électrique. L’évolution du système électrique est dominée ces dernières années par l’intégration accrue d’unités de production intermittente et entraîne donc des besoins de flexibilité de plus en plus importants.

Au même titre que l’augmentation de la flexibilité du parc de production “classique” et des capacités disponibles aux frontières, le développement de la gestion de la demande et le développement du stockage d’électricité permettront de faire face à ces besoins accrus en matière de flexibilité. Le présent projet de loi a été soumis au Comité de Concertation en date du 31 mai 2017 et a été approuvé, en quatrième lecture, au Conseil des ministre en date du 2 juin 2017.

Flexibilité de la demande La participation de la flexibilité de la demande aux marchés de l’électricité contribue au bon fonctionnement des marchés (en flexibilisant la courbe de demande, en augmentant la liquidité), à la sécurité du réseau ainsi qu’à la sécurité d’approvisionnement (en réduisant le niveau de la demande lorsque l’offre est limitée). Il est donc important que les obstacles à son développement soient réduits au maximum.

L’objectif du présent projet de loi est de permettre à la demande de participer à tous les marchés de l’électricité – notamment les “day ahead market” et “intraday market”. Dans l’étude (F)160503-CDC-1459, du 5 mai 2016, “sur les moyens à mettre en œuvre pour faciliter la participation de la flexibilité de la demande aux marché de l’électricité en Belgique”, la CREG a posé les principes d’un nouveau modèle de marché qui devrait respecter les principes suivants: • Tout client final a le droit de valoriser sa flexibilité sans que son fournisseur ni le responsable d’équilibre de celui-ci puisse s’y opposer

RÉSUMÉ

• Tout client final a le droit de choisir son opérateur de service de flexibilité indépendamment de son fournisseur d’électricité; • L’opérateur de service de flexibilité doit assumer la responsabilité d’équilibre de la flexibilité de la demande qu’il gère; • L’intervention d’un opérateur de service de flexibilité ne peut se faire au détriment d’autres parties; • La correction des périmètres d’équilibre doit être réalisée de façon centralisée, par une entité neutre disposant des compétences requises; • Pour ce qui concerne la compensation financière, la négociation commerciale doit être privilégiée.

Si elle n’aboutit pas, ou si elle n’est pas envisageable, une solution par défaut doit pouvoir être imposée de façon à éviter que des offres de flexibilité de la demande ne puissent être prises en compte; • Du point de vue du fonctionnement du marché, il est souhaitable que toute activation empêchée par le gestionnaire du réseau de transport soit indemnisée; • Le client final est propriétaire de ses données de mesure et de comptage, doit pouvoir en disposer dans les temps compatibles avec les processus de valorisation de la flexibilité et peut les communiquer librement; • La confidentialité des données commercialement sensibles doit être assurée; • Une seule facture doit être transmise au client final pour son prélèvement d’électricité; Le présent projet de loi approuve dans une grande mesure les principes exposés et s’inspire donc largement des travaux de la CREG.

Stockage d’électricité L’objectif de ce projet de loi est de favoriser le stockage en général et de donner des incitants tarifaire l’encourageant. Il propose que la méthode tarifaire contienne des incitants qui encouragent le stockage de façon non discriminatoire et proportionnelle.

En ce qui concerne les installations de stockage d’électricité, l’étude (F)150423-CDC-1412, du 23  avril  2015, “sur la rentabilité du stockage d’électricité en Belgique” de la CREG a montré que le montant des tarifs, taxes, surcharges et autres obligations imposés au stockage représente une barrière importante à son développement. Au moyen du présent projet de loi, des adaptations au cadre légal sont introduites de façon à exonérer les installations de stockage d’électricité raccordées au réseau de transport ou aux réseaux ayant une fonction de transport de la cotisation fédérale.

En vertu de l’article 12  de la loi électricité, la CREG dispose d’une compétence exclusive en matière d’établissement de la méthodologie tarifaire et d’approbation des tarifs de transport d’électricité. L’application d’un régime tarifaire particulier pour le stockage d’électricité ou certaines technologies ou installations de stockage d’électricité nécessite une modification de la loi électricité. Celle-ci devrait vise à insérer une ligne directrice tarifaire prévoyant un nouveau régime pour le stockage que la CREG insèrera dans sa méthodologie tarifaire

EXPOSE DES MOTIFS

MESDAMES, MESSIEURS

EXPOSÉ GÉNÉRAL 1. Introduction nombre de modifications à la loi du 29  avril  1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité (“la loi électricité”), en vue d’améliorer la flexibilité du système. L’évolution du système électrique dominée ces dernières années par l’intégration accrue d’unités de production intermittente entraîne des besoins de flexibilité de plus en plus importants. Au même titre que l’augmentation de la flexibilité du parc de production “classique” et des capacités disponibles aux frontières, le développement de la flexibilité de la demande et le développement du stockage d’électricité permettront de faire face à ces besoins accrus en matière de flexibilité. 2. Encadrement européen L’intérêt pour la gestion de la demande et le stockage d’électricité est d’ailleurs fort marqué au niveau européen. En ce qui concerne la gestion de la demande, la Directive 2012/27/UE relative à l'efficacité énergétique, et en particulier son article 15, contient plusieurs dispositions qui visent à encourager la participation de la demande à l’efficacité du système, ainsi que sa participation aux marchés de gros et de détail, notamment par des effacements de consommations. Ce même l’article 15 entend promouvoir la participation de la demande, notamment via des agrégateurs, aux services d’ajustement et aux services auxiliaires assurés par le gestionnaire de réseau. S’agissant du stockage d’électricité, les travaux les plus récents de la Commission européenne démontrent que cette technologie est considérée comme concourant aux objectifs environnementaux et de sécurité énergétique de l’Union européenne1. Commission européenne, “Energy Storage – Proposed Policy and Definition”, document de travail de juin 2016, disponible sur https://ec.europa.eu/energy/sites/ener/files/documents/ Proposed %20definition %20and %20principles %20for %20 energy  %20storage.pdf. Voy. également Commission européenne, DG ENER working paper, “The Futur Role and Challenges of Energy Storage”, https://ec.europa.eu/energy/ sites/ener/files/energy_storage.pdf.

La Commission européenne reconnaît ainsi que l’encadrement régulatoire du stockage d’énergie devrait évoluer – notamment pour mettre fin à la double perception des tarifs de réseau – pour permettre au stockage de jouer pleinement son rôle dans le système énergétique. Il convient également de mentionner que le projet de code de réseau “balancing”, entend faire en sorte que, tant la demande (“demand side response”) que les installations de stockage puissent participer aux marchés du balancing, au même titre que la production2.

3. Objectif du projet de loi en matière de flexibilité de la demande marchés de l’électricité contribue au bon fonctionnement des marchés (en flexibilisant la courbe de demande, en augmentant la liquidité), à la sécurité du réseau ainsi qu’à la sécurité d’approvisionnement (en réduisant le niveau de la demande lorsque l’offre est limitée). Il est donc important que les obstacles à son développement soient réduits au maximum.

Or, la législation actuelle prend comme point de référence une conception de marché selon laquelle l’offre s’adapte à la demande. Elle ne reconnaît pas, par ailleurs, un droit au client final de valoriser sa flexibilité par lui-même ou via un intermédiaire de son choix, indépendamment de son fournisseur d’énergie. Dans une phase expérimentale, à une échelle limitée mais avec succès, le gestionnaire du réseau de transport a permis aux clients finals de participer en direct ou via un agrégateur à certains marchés de services auxiliaires et de la réserve stratégique en s’appuyant sur des dispositions du règlement technique fédéral, sur les règles de fonctionnement de ces marchés et sur des contrats bilatéraux.

L’objectif du présent projet est de généraliser ces expériences en permettant la participation de la demande à tous les marchés de l’électricité – notamment les marchés à un jour et intra-journalier. La mise en place d’un nouveau modèle de marché est nécessaire à cet égard. Dans une récente étude3, la CREG a posé les principes qu’un tel modèle de marché devrait mettre en ENSTO-E, Network Code on Electricity Balancing, version du 6 août 2014, art.

11.1, h. CREG, étude (F)160503-CDC-1456, du 5 mai 2016, “sur les moyens à mettre en œuvre pour faciliter la participation de la flexibilité de la demande aux marché de l’électricité en Belgique”, ci-après “l’étude 1459”.

œuvre et proposé, en annexe à cette étude, un projet de loi à cet effet. Dans cette étude, la CREG propose que le modèle de marché respecte les principes suivants (§ 21): de celui-ci puisse s’y opposer. fournisseur d’électricité. • L’opérateur de service de flexibilité doit assumer la responsabilité d’équilibre de la flexibilité de la demande qu’il gère. • L’intervention d’un opérateur de service de flexibilité ne peut se faire au détriment d’autres parties.

Ceci implique: • la nécessité de corriger le périmètre d’équilibre du responsable d’équilibre “source”; • la nécessité de compenser financièrement le fournisseur d’électricité du client final “source”. disposant des compétences requises. la négociation commerciale doit être privilégiée. Si elle n’aboutit pas, ou si elle n’est pas envisageable, une solution par défaut doit pouvoir être imposée de façon à éviter que des offres de flexibilité de la demande ne puissent être prises en compte. gestionnaire du réseau de transport soit indemnisée. librement. sensibles doit être assurée.

• Le fournisseur du client ou tout autre opérateur de flexibilité ne pourra valoriser la flexibilité du client final qu’une seule fois. • Une seule facture doit être transmise au client final pour son prélèvement d’électricité. Le présent projet approuve dans une grande mesure les principes exposés et s’inspire donc largement des travaux de la CREG. La mise en place de ce nouveau modèle de marché nécessite que la loi électricité soit complétée de façon à: • consacrer le droit pour le client final de valoriser la flexibilité de la demande, nonobstant toute disposition contractuelle contraire et ce, pour tous les marchés; • déterminer les règles organisant la compensation financière et la responsabilité d’équilibre de la flexibilité activée; • donner un statut aux fournisseurs de services de flexibilité et déterminer leurs rôle et responsabilités; • encadrer la nouvelle mission consistant à gérer les données de flexibilité et disposer d’une base légale pour permettre à la personne qui en est chargée (le gestionnaire du réseau de transport) de collecter des informations contractuelles confidentielles. • Dans son avis n° 60 616/3 du 4 janvier 2017, la Section de législation du Conseil d’État soulève la question des limites de la compétence fédérale pour adopter les dispositions projetées en matière de flexibilité de la demande.

Le Conseil d’État examine cette dernière au regard de la compétence fédérale en matière de transport et de la compétence régionale en matière de distribution. Or, en l’espèce, cette approche apparaît inadéquate. En effet, le présent projet de loi a pour objet la flexibilité commerciale du marché visant à permettre au gestionnaire du réseau de transport d’assurer un équilibre permanent des flux d’électricité résultant de l’offre et de la demande d’électricité dans la zone de réglage belge.

Les dispositions relatives à la gestion de la demande contenues dans le présent projet de loi trouvent ainsi un fondement dans les compétences fédérales; elles respectent également le principe de la loyauté fédérale, dès lors qu’elles ne portent pas préjudice à l’exercice, par les Régions, de leurs compétences propres.

Plus spécifiquement, la consécration du droit pour le client final de valoriser la flexibilité de la demande sur les marchés et l’encadrement de l’activité des acteurs concernés reposent sur les compétences fédérale suivantes: — la compétence générale en matière de politique des prix et des revenus, d’une part, et de droit de la concurrence et le droit des pratiques du commerce, d’autre part (cf. article 6, § 1er, VI, alinéa 5, 3° et 4°, de la loi spéciale du 8 août 1980 de réformes institutionnelles); — en ce qui concerne l’énergie, la compétence en matière de tarifs, en ce compris la politique des prix, à l’exception des tarifs de réseaux de distribution (cf. article 6, § 1er, VII, alinéa 2, d) de la loi spéciale du 8 août 1980 de réformes institutionnelles); et — la compétence en matière de droit de propriété, organisée par le droit civil (pour lequel l’autorité fédérale dispose d’une compétence résiduaire).

En effet, d’une part, les règles de rémunération de l’énergie transférée, les formules de détermination du prix de transfert et la compensation financière de la flexibilité activée relèvent de la politique des prix, des règles applicables en matière de concurrence et de la politique des prix spécifiques en matière d’énergie. D’autre part, la couverture des coûts du gestionnaire de réseau de transport résultant de ses activités en la matière ressortit quant à elle de l’exécution de la compétence fédérale en matière de tarifs de transport.

Afin de préciser également au mieux les contours de la compétence fédérale en matière de gestion de la demande, il y a lieu d’avoir égard à un certain nombre d’éléments techniques et juridiques. A cet effet, il convient de distinguer la flexibilité technique et la flexibilité commerciale: a) la flexibilité technique a trait aux contraintes du réseau. Ainsi, elle relève de chaque niveau de pouvoir en fonction du niveau de tension auquel les installations sont raccordées au réseau.

Les régions sont compétentes pour l’ensemble de la flexibilité technique s’agissant des installations qui sont raccordées au réseau de distribution et de transport local; l’autorité fédérale est quant à elle compétente pour la flexibilité technique des installations raccordées au réseau de transport. Tant au niveau régional qu’au niveau fédéral, cette flexibilité technique vise à permettre au gestionnaire de réseau concerné de préserver la sécurité opérationnelle de son

réseau. C’est dans ce cadre qu’intervient la gestion des congestions, les limitations à l’injection ou encore les raccordements avec accès flexibles; a) quant à la flexibilité commerciale, elle permet au gestionnaire du réseau de transport de bénéficier des outils suffisants pour les besoins de gestion d’équilibre du réseau au niveau de la zone de réglage belge (et donc au niveau du réseau du transport), pour la flexibilité générale du marché et pour garantir la sécurité d’approvisionnement des utilisateurs du réseau.

Les acteurs du marché font eux aussi appel à cette flexibilité dans le cadre de la gestion et l’optimalisation des portefeuilles des fournisseurs, le lissage des prix etc. Cette flexibilité commerciale prend deux formes: la flexibilité générale contractuelle liée au marché en général (mise à disposition volontaire par un producteur sur le marché de capacité, activation de puissance non utilisée par le producteur via le contrat CIPU) et la flexibilité dans le cadre des services auxiliaires (notamment les réserves primaire, secondaire et tertiaire).

La Cour constitutionnelle a, dans son arrêt n° 56/2016 du 28 avril 2016, jugé que les articles 27 et 28, 5°, du décret de la Région wallonne du 11 avril 2014 modifiant le décret du 12 avril 2001 relatif à l’organisation du marché régional de l’électricité ne violaient pas la répartition des compétences au motif que: “B.5.4. […] Du reste, en confondant la flexibilité technique et la flexibilité commerciale, la partie requérante donne aux dispositions attaquées une portée qu’elles n’ont pas au regard des règles répartitrices de compétence.

Les dispositions attaquées règlent exclusivement la flexibilité technique, en l’occurrence la limitation de l’injection pour des raisons de sécurité du réseau local. Elles ne constituent en aucun cas un obstacle à toutes les formes de réservation et d’activation de capacités ou aux autres formes de commercialisation liées à la flexibilité commerciale, en particulier pour le gestionnaire de réseau de transport, matière restée de la compétence de l’autorité fédérale.

Il en résulte qu’aucune imbrication de compétences de la Région wallonne et de l’autorité fédérale n’étant constatée, l’obligation de conclure un accord de coopération ne s’imposait pas non plus. […]

B.6.2. En l’occurrence, il n’est pas établi que les dispositions attaquées rendraient impossible ou exagérément difficile l’exercice par l’autorité fédérale de sa compétence en matière d’énergie et en particulier de sa compétence pour régler la flexibilité commerciale d’accès au réseau, laquelle, comme il est dit en B.5.4, n’entre pas dans le champ d’application des dispositions attaquées.” La Cour constitutionnelle a ainsi confirmé, par cet arrêt, que la flexibilité commerciale d’accès au réseau en matière d’énergie relève de la compétence de l’autorité fédérale.

Le présent projet de loi, en son volet gestion de la demande, a trait à la flexibilité commerciale et il n’y a donc pas lieu de suivre la recommandation du Conseil d’État visant à limiter la portée des dispositions aux seuls utilisateurs directement raccordés au réseau de transport. Conformément au principe de la loyauté fédérale lu en combinaison avec le principe de proportionnalité, il convient toutefois de s’assurer que l’exercice par l’autorité fédérale de sa compétence en matière de flexibilité commerciale n’a pas pour effet de rendre impossible ou exagérément difficile l’exercice, par les régions, de leurs compétences propres.

En l’espèce, les règles organisées par le présent projet de loi ne portent pas préjudice, comme relevé ci-avant, à la possibilité des Régions de réglementer les aspects de la flexibilité de la demande qui ressortissent à leurs compétences, comme les aspects de la flexibilité technique liés à la distribution ou au transport local (au sens de l’article 6, § 1er, VII, alinéa 1er, a) de la loi spéciale du 8 août 1980 de réformes institutionnelles).

C’est donc dans le respect du principe de la loyauté fédérale que le projet de loi a été adapté à la suite de l’avis de la Section de législation du Conseil d’État. A cette fin une obligation de moyen est mise à charge du gestionnaire du réseau de transport, pour collaborer avec les GRD à l’élaboration des procédures relatives aux services auxiliaires fournis par les utilisateurs du réseau de distribution.

Par ailleurs, une obligation de se concerter préalablement avec les autorités régionales compétentes pour tout ce qui relève de la détermination des règles organisant un transfert de l’énergie par l’intermédiaire d’un opérateur de service de flexibilité est mise à charge de la CREG.

C’est dans le même esprit que l’article 19bis, § 1er, alinéa 1er, en projet précise désormais que le droit pour tout client final de valoriser sa flexibilité se fait “sans préjudice des prescriptions techniques imposées par l’autorité compétente”. Le présent projet de loi a, par ailleurs, fait l’objet d’une concertation avec les Gouvernements régionaux, laquelle a notamment pris la forme de [*] 4. Objectif du projet de loi en matière de stockage d’électricité production intermittentes et entraîne donc des besoins de flexibilité de plus en plus importants.

Au même titre que l’augmentation de la flexibilité du parc de production “classique”, des capacités disponibles aux frontières, du développement de la gestion de la demande, le développement du stockage devrait permettre de faire face à ces besoins accrus en matière de flexibilité. Cet intérêt pour le stockage d’électricité est par ailleurs fort marqué au niveau européen, les travaux comme concourant aux objectifs environnementaux et de sécurité énergétique de l’Union européenne.

En ce qui concerne le stockage d’électricité, une étude de la CREG4 a montré que le montant des tarifs, taxes, surcharges et autres obligations imposés au stockage représente une barrière importante à son développement. Le conseil d’État invoque en outre l’article 14.1 de la Directive 2003/96/CE pour considérer que l’exonération est également justifiée par cette disposition en vertu de laquelle doivent être exonérés “les produits énergétiques et l’électricité utilisés pour produire de l’électricité et l’électricité utilisée pour maintenir la capacité de produire de l’électricité”.

L’article 14.1 de la Directive 2003/96/CE ne suffit pas à justifier cette exonération car cette disposition prévoit une exception à l’exonération lorsque la cotisation est fondée sur des raisons ayant trait à la protection de l’environnement, ce qui est le cas puisque le stockage permettra notamment un plus grand développement de production intermittente donc du renouvelable. CREG, étude (F)150423-CDC-1412, du 23 avril 2015, “sur la rentabilité du stockage d’électricité en Belgique”.

Il convenait donc que le législateur prenne clairement position en la matière en instituant une exonération de la cotisation fédérale pour les installations de stockage d’électricité. Par conséquent, les opérateurs ne pourront invoquer l’article 14.1 de la Directive qu’à la date d’entrée en vigueur du présent projet de loi. L’objectif de ce projet de loi est donc de favoriser le stockage en général et de donner des incitants tarifaires l’encourageant.

Au moyen du présent projet de loi, des adaptations au cadre légal sont introduites de façon à: — exonérer le stockage de la cotisation fédérale; — permettre la mise en place d’un régime tarifaire spécifique pour toute installation de stockage. Concernant l’exonération du stockage de la cotisation fédérale, on rappelle que l’article 21bis de la loi électricité crée une cotisation fédérale en vue du financement de certaines obligations de service public et des coûts liés à la régulation et au contrôle du marché de l’électricité.

Cette cotisation est due “par les clients finals établis sur le territoire belge, sur chaque KWh qu’ils prélèvent du réseau pour leur propre usage”, c’est-à-dire y compris par les installations de stockage qui prélèvent de l’électricité sur le réseau. Concernant la mise en place d’un régime tarifaire spécifique pour le stockage, il apparaît que certains États membres ont, selon des formes diverses, décidé d’appliquer à l’activité de stockage d’électricité un régime tarifaire spécifique.

L’étude 1412 de la CREG contient de précieuses informations en la matière. La question se pose dès lors de savoir si un tel régime de faveur pourrait être appliqué en Belgique afin de ne pas mettre dans une position défavorable les installations de stockage localisées en Belgique. Toutefois, comme cela a été souligné par la CREG dans son étude 1412, l’application d’un régime tarifaire particulier pour le stockage d’électricité ou certaines technologies ou installations de stockage d’électricité est certes possible mais nécessite à tout le moins une modification de la loi électricité.

Le présent projet de loi contient une ligne directrice pour encourager par des incitants tarifaires, le stockage d’électricité de façon non discriminatoire et proportionnelle

COMMENTAIRE DES ARTICLES

Article 1er Cet article précise que le projet de loi relève de l’article 74 de la Constitution. Dans le sens de l’avis de la section de législation du Conseil d’État, il est fait mention des directives européennes que le projet de loi transpose partiellement. Article 2 L’article 2 du projet de loi introduit dans la loi électricité un certain nombre de définitions nécessaires à la mise en œuvre des modifications légales visant, d’une part, à encourager le stockage d’électricité et, d’autre part, à favoriser la gestion de la demande.

Le concept de stockage d’électricité est défini. Il vise toute activité qui consiste spécifiquement à prélever de l’électricité du réseau en vue de la réinjecter dans le réseau à un autre moment; cette activité (prélèvement- -injection) doit être réalisée par une même installation ou dans le cadre d’un processus industriel intégré. On parle par ailleurs de stockage lorsque l’ensemble de l’électricité prélève est réinjectée dans le réseau, à l’exception du volume d’électricité nécessaire pour faire fonctionner le processus.

Pour répondre à l’avis de la section de législation du Conseil d’État, les installations visées ne sont pas seulement celles qui sont raccordées aux réseaux de transport ou ayant une fonction de transport, mais toute installation de stockage. Afin de contribuer au level playing field entre les différentes ressources de stockage tout en respectant une certaine neutralité technologique les définitions du stockage ne reprennent pas de référence technologique; cela permet couvrir l’ensemble des technologies existantes de stockage mais également les technologies actuellement en cours de développement et futures.

Le présent projet identifie et définit par ailleurs deux fonctions clés dans le cadre de l’encouragement à la flexibilité de la demande. La première fonction est celle de responsable d’équilibre, acteur essentiel du marché de l’électricité et dont le rôle n’était pour l’instant pas consacré dans la loi électricité mais uniquement dans le règlement technique5. La seconde fonction est celle d’opérateur de service de flexibilité: pour permettre Arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci, art.

159, § 1er.

au client de valoriser sa flexibilité en toute liberté, un nouveau rôle de marché est créé, distinct de celui du fournisseur d’électricité; ce rôle peut être assuré par différents acteurs du marché tels que le client à l’origine de la flexibilité, un fournisseur ou un agrégateur indépendant. Le projet de loi définit également la flexibilité de la demande comme la capacité, pour un client final, de modifier son prélèvement en réponse à un signal extérieur.

Cette définition se distingue de celle, figurant au point 27° de l’article 2 de la loi électricité, d’ “efficacité énergétique et/ou gestion de la demande”, issue directement de la directive européenne 2009/72/CE6, et qui s’entend comme une approche globale visant à réduire la consommation énergétique et les pointes de charge. Article 3 Les adaptations apportées à l’article 8  de la loi électricité, qui énumère les missions du gestionnaire du réseau de transport d’électricité, ont pour but de prendre la flexibilité de la demande en considération dans le cadre des services auxiliaires au même titre que la production.

Ces adaptations sont en ligne avec le dernier état du projet de Code de réseau Electricity Balancing. Article 4 Cette disposition vise à insérer une nouvelle ligne directrice tarifaire dans la loi électricité. La ligne directrice tarifaire contenue dans le présent projet de loi respecte les limites posées par la Directive 2009/72/CE. La ligne directrice vise à offrir une possibilité à la CREG d’ajouter un élément incitatif pour favoriser le développement des installations de stockage.

Dans la mesure où il est ici question des tarifs de réseaux (et non des tarifs de stockage, comme le mentionne erronément l’avis de la section de législation du Conseil d’État), seuls les tarifs du réseau de transport ou des réseaux ayant une fonction de transport sont visés. La ligne directrice poursuit un objectif de politique énergétique, puisqu’elle vise à assurer la sécurité d’approvisionnement.

D’autre part, elle ne porte Directive 2009/72/CE du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE.

pas atteinte à la compétence tarifaire de la CREG à qui il appartient de décider, dans le cadre de sa méthodologie tarifaire, d’une éventuelle exonération – totale ou partielle – des tarifs d’utilisation des réseaux de transport ou ayant une fonction de transport, et des tarifs des services auxiliaires. Par ailleurs, l’article 6/1 de la loi électricité inséré dans la loi électricité par la loi du 8 mai 2014 prévoit que la mise en service d’unités de stockage d’électricité dans les espaces marins sous juridiction de la Belgique ne peuvent bénéficier d’aucun mécanisme de soutien – ni le mécanisme de certificat vert visé à l’article 7, § 1er, de la loi, ni un support étatique ou public, ni un soutien du consommateur d’électricité.

Malgré l’absence d’explication dans les travaux préparatoires de la loi du 8 mai 2014, il faut entendre par subside ou soutien financier du consommateur d’électricité notamment un éventuel avantage tarifaire dont le coût serait automatiquement reporté sur les autres utilisateurs. Le présent projet de loi vise à instaurer un avantage tarifaire au bénéfice des installations de stockage d’électricité, quelles qu’elles soient – y compris donc les installations dans les espaces marins sous juridiction de la Belgique.

Enfin, il convient de remarquer que, dans les pays voisins et notamment en France, aux Pays-Bas et en Allemagne, des exonérations de tarifs de transport d’électricité pouvant aller jusqu’à 90 % sont accordées depuis plusieurs années aux consommateurs industriels en vue d’améliorer leur position concurrentielle. Il est proposé d’introduire un dispositif similaire dans le cadre de la répercussion aux consommateurs d’électricité des coûts découlant du régime tarifaire distinct dont pourra bénéficier le stockage.

Article 5 Dans le cadre des services auxiliaires, comme pour les réserves stratégiques, le gestionnaire du réseau de transport fait de plus en plus appel à la flexibilité des utilisateurs du réseau de distribution. Cela n’est pas sans conséquence pour les gestionnaires du réseau de distribution: e.a. modifications des flux d’énergie sur leurs réseaux, nouveaux services de données (échanges de données) fournis par les gestionnaires de réseau de distribution au gestionnaire du réseau de transport et aux acteurs de marché.

Par conséquent, cet article vise à assurer une collaboration effective entre les gestionnaires du réseau de transport et de distribution, dans le cadre de la mise en œuvre, au niveau des réseaux de distribution, des procédures d’acquisition des services auxiliaires du gestionnaire du réseau de transport. Article 6 L’article 6 insère dans la loi électricité un chapitre IVbis, comportant les articles 19bis et 19ter.

La demande dispose d’une certaine capacité à s’adapter aux conditions de marché et il convient de favoriser cette flexibilité. À cette fin, un cadre légal doit être instauré, en particulier pour donner au client final de nouvelles opportunités de valoriser la flexibilité de sa demande. Pour permettre au client final de valoriser sa flexibilité auprès d’un intermédiaire (opérateur du service de flexibilité) et permettre ensuite à ce dernier de commercialiser l’énergie non consommée par ce client, le modèle de marché doit être complété.

L’article 19bis pose les principes du modèle de marché relatif au transfert d’énergie, tandis que l’article 19ter assigne au gestionnaire du réseau de transport une nouvelle mission, consistant en la gestion des données de flexibilité. L’article 19bis, § 1er, établit trois principes. D’abord, il place le client final au cœur du modèle de marché proposé, en lui conférant le droit de valoriser librement la flexibilité de sa demande, le cas échéant en recourant aux services d’un opérateur de service de flexibilité, de façon à ce que cette flexibilité puisse accéder aux marchés de l’électricité et sans que son fournisseur d’énergie ou le responsable d’équilibre de ce dernier ne puisse s’y opposer contractuellement.

Ce droit à la valorisation s’exerce toutefois sans préjudice des prescriptions techniques imposées par les autorités compétentes – par exemple, en vue d’assurer la sécurité du réseau en cas de congestion. Ensuite, l’article en projet pose le principe de la propriété du client final de ses propres données de mesure et de leur libre disposition; ce principe a pour but d’éviter l’appropriation des données de flexibilité par une tierce personne (par exemple le fournisseur) qui serait alors à même de s’opposer à la valorisation de la flexibilité du client final.

Enfin, le troisième principe transfère à l’opérateur de service de flexibilité la responsabilité d’équilibre de l’activation de la flexibilité de la demande qu’il gère, de façon à ce qu’il assume les conséquences d’une activation non conforme au service attendu par l’acheteur de la flexibilité. Ceci implique soit qu’il soit lui-même responsable d’équilibre, soit qu’il s’associe à un responsable d’équilibre reconnu.

L’article 19bis, § 2, confère à la CREG, sur proposition du gestionnaire du réseau, la compétence d’approuver les règles organisant le transfert de l’énergie. Compte tenu de l’incidence que ces règles peuvent avoir au niveau de la gestion des réseaux de distribution, il est prévu que l’adoption de ces règles devra se faire après concertation avec les autorités régionales compétentes. Cette concertation peut par exemple intervenir au sein de Forbeg, le forum informel des régulateurs belges de l’électricité et du gaz.

La proposition du gestionnaire du réseau est formulée après la consultation des acteurs du marché (en ce y compris les gestionnaires de réseau de distribution). Cette répartition des tâches (proposition du GRT / approbation par la CREG) est identique à celles présidant à l’adoption des règles de balancing (règlement technique, art. 159, § 2) et des règles de fonctionnement de la réserve stratégique (loi électricité,

art. 7septies). Elle est en outre conforme à l’article 37.6 de la Directive 2009/72/CE, qui confie au régulateur au moins la compétence d’approuver les conditions de la prestation du service d’ajustement (balancing). Dans son avis sur le projet de loi, la section de législation du Conseil d’État a estimé que l’attribution d’un pouvoir réglementaire au régulateur pouvait être admis dans la mesure où le projet met uniquement en œuvre l’article 37.6 de la directive 2009/72/CE.

À cet égard, la section du Conseil d’État se méprend sur la portée du texte en projet. Les règles que le projet de loi charge la CREG d’adopter n’ont pas trait uniquement à la prestation de services d’ajustement puisque, comme indiqué ci-avant, les mécanismes visant à valoriser la flexibilité de la demande ont également vocation à s’appliquer dans les marchés day-ahead et intraday; le champ d’application des futures règles est d’ailleurs précisé dans le projet de loi.

Toutefois, la délégation d’un pouvoir réglementaire à la CREG prévue par le projet, quand bien même il va au- -delà de ce qu’exige l’article 37.6 de la directive 2009/72/

CE, n’est pas critiquable au regard des principes constitutionnels. En effet, dans son arrêt n° 130/2010 du 18 novembre 2010, la Cour constitutionnelle a considéré que l’article 37 de la Constitution ne s’opposait pas à l’attribution de compétences exécutives spécifiques à une autorité administrative indépendante telle que la CREG qui reste, pour le surplus, soumise tant à un contrôle juridictionnel qu’à un contrôle parlementaire.

À cet égard, la Cour a jugé qu’il n’est pas indispensable que l’attribution de compétences à cette autorité découle directement d’une directive européenne. Pour que le transfert d’énergie affecte le moins possible, en termes de volume, les acteurs du marché qui ne participent pas à l’opération (par exemple, le responsable d’équilibre lié au fournisseur du client valorisant sa flexibilité), une correction du périmètre d’équilibre doit avoir lieu entre le responsable d’équilibre du fournisseur et le responsable d’équilibre de l’opérateur de service de flexibilité.

Cette opération nécessite de connaître le volume de flexibilité de la demande effectivement activé, de déterminer les principes de la correction des périmètres d’équilibre et d’organiser la transmission de l’information aux parties concernées, dans le respect de la confidentialité. Le transfert d’énergie doit pouvoir être appliqué sur tous les marchés de l’électricité (day-ahead, intraday, etc.), à l’exception du marché du réglage primaire de la fréquence, étant donné le faible volume d’énergie activé et la symétrie des activations.

Toutefois, sa mise en œuvre nécessite l’adaptation de certains processus ainsi qu’un certain apprentissage, raison pour laquelle un phasage est prévu. Comme la CREG l’a souligné dans son étude 1459, l’activation de la flexibilité par un client final nécessite de compenser financièrement son fournisseur. En effet, ce fournisseur a dû se “sourcer” pour faire face à la demande présumée du client, soit en produisant lui-même le volume d’électricité nécessaire, soit en l’acquérant sur le marché de gros.

Dans la mesure où une partie de ce volume n’est pas consommée par le client mais transférée à un tiers, le fournisseur doit être rémunéré pour le volume non fourni au client final. Dès lors, un prix de transfert doit être déterminé. L’article 19bis, § 3, encadre la détermination de ce prix.

Pour ce qui concerne la compensation financière, la négociation commerciale doit être privilégiée. Si elle n’aboutit pas, une solution par défaut doit pouvoir être imposée de façon à éviter que des offres de gestion de la demande ne puissent être prises en compte. Il s’agit donc de mettre en place un système de compensation financière avec une solution par défaut qui s’imposerait aux parties en cas de désaccord.

L’article 19ter, § 1er, confère une nouvelle mission au gestionnaire du réseau de transport, à savoir celle de gérer les données de flexibilité relatives aux clients finals, impliquant un transfert d’énergie. Cette tâche lui est dévolue, notamment dans la mesure où il est le seul acteur du marché à disposer d’une vue globale suffisante pour pouvoir agréger les données par responsable d’équilibre, par fournisseur et par opérateur de service de flexibilité.

Lorsque l’activation de la flexibilité de la demande affecte le périmètre d’équilibre de plusieurs responsables d’équilibres, à défaut d’accord entre les parties sur les modalités du transfert, le gestionnaire du réseau est chargé de déterminer le volume activé et de corriger les périmètres d’équilibre tout en assurant la confidentialité des informations. Dans le but de faciliter la compensation financière entre le fournisseur et l’opérateur du service de flexibilité, l’opérateur de service de flexibilité doit également communiquer aux parties concernées le volume agrégé de flexibilité activée par paire fournisseur / opérateur de service de flexibilité.

Cette activité requiert notamment d’agréer les instruments de mesure, de collecter les données de consommation, d’estimer ce qu’aurait été la consommation sans activation de la flexibilité et d’établir une table de correspondance, par point de comptage, entre les parties impliquées dans la transaction. Grâce à son rôle central en la matière, le gestionnaire du réseau de transport assure un monitoring régulier des transactions et informe la CREG en cas d’indice de manipulation du marché.

Puisque la flexibilité peut également être offerte à partir de points de prélèvement raccordés sur les réseaux de distribution, le gestionnaire du réseau de transport doit réaliser sa mission de gestion des données de flexibilité en collaboration avec les parties compétentes en matière de comptage et de sous- -comptage au niveau régional sur base d’accords conclus entre gestionnaires de réseau.

L’article 19ter fixe enfin la manière dont seront couverts les coûts engendrés, dans le chef du gestionnaire de réseau, par la gestion des données de flexibilité et renvoie à ce sujet à la méthodologie tarifaire adoptée en application de l’article 12 de la loi électricité. Article 7 Cette disposition entend exonérer de la cotisation fédérale l’électricité prélevée par les installations de stockage d’électricité.

Aux termes de l’actuel article 21bis, § 1er, alinéa 2, de la loi électricité, la cotisation fédérale est due “par les clients finals établis sur le territoire belge, sur chaque kWh qu’ils prélèvent du réseau pour leur usage propre”. Article 8 Cet article donne à la CREG la compétence de contrôler la façon dont le gestionnaire du réseau remplit sa tâche de gestion des données de flexibilité. Voici, Mesdames et Messieurs, la portée du projet que le gouvernement a l'honneur de soumettre à votre approbation.

La ministre de l’Energie, Marie Christine MARGHEM

AVANT-PROJET DE LOI

soumis à l’avis du Conseil d’État Avant-projet de loi modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité La présente loi règle une matière visée à l’article 74 de la Constitution.

Art. 2

L’article 2 de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité, modifié en dernier lieu par la loi du […] juillet 2017, est complété par les 63° à 67° rédigés comme suit:

63° “stockage d’électricité”: processus consistant, via une installation, à prélever de l’électricité en vue de la réinjecter ultérieurement 64° “Installation de stockage d’électricité raccordée au réseau de transport ou aux réseaux ayant une fonction de transport:” Installation destinée à prélever de l’électricité du réseau en vue de la réinjecter ultérieurement dans le réseau, dans sa totalité sous réserve des pertes de rendement.

65° “opérateur de service de flexibilité”: tout intermédiaire qui utilise, pour son activité, la flexibilité de la demande d’un ou de plusieurs clients finals dont il n’est pas le fournisseur;

66° “responsable d’équilibre”: toute personne physique ou morale chargée d’assurer l’équilibre entre les injections et les prélèvements inclus dans son portefeuille.”.

67° “flexibilité de la demande”: la capacité pour un client final de modifier volontairement à la hausse ou à la baisse, son prélèvement net en réponse à un signal extérieur.

Art. 3

Dans l’article 8, § 1er, alinéa 3, 2°, de la même loi, remplacé par la loi du 8 janvier 2012, les mots “, en ce compris l’activation de la flexibilité de la demande,” sont insérés entre les mots “services fournis en réponse à la demande” et les mots “et les services de secours”, et les mots “et de flexibilité de la demande” sont insérés entre les mots “Pour l’activation des moyens de production” et les mots “nécessaires pour assurer l’équilibre”.

Art. 4

L’article 12, § 5, alinéa 1er, de la même loi, remplacé par la loi du 8 janvier 2012 et modifié par la loi du 28 juin 2015, est complété par le 26° rédigé comme suit:

26° Pour les installations de stockage d’électricité, la méthodologie tarifaire contient des incitants qui encouragent le stockage d’électricité de façon non discriminatoire et proportionnelle. Pour ce faire, un régime tarifaire disctinct pour le stockage d’électricité peut être déterminé par la Commission.

Art. 5

Dans la même loi, il est inséré un chapitre IVbis, comportant les articles 19bis et 19ter, rédigé comme suit: “CHAPITRE IVbis. – Gestion de la demande

Art. 19bis. § 1er. Tout client fi nal a le droit de valoriser sa fl exibilité de la demande et peut, à ce titre, recourir à son fournisseur ou à tout opérateur de service de fl exibilité de son choix. Tout client final est propriétaire de ses données de mesure. Il doit pouvoir en disposer dans des délais compatibles avec les processus de valorisation de la flexibilité et peut librement y donner accès aux personnes de son choix.

Tout opérateur de service de flexibilité est tenu de confier à un responsable d’équilibre la responsabilité de l’équilibre de la flexibilité qu’il gère. §  2. Sur proposition du gestionnaire du réseau, la Commission fixe les règles organisant le transfert de l’énergie par l’intermédiaire d’un opérateur de service de flexibilité. La proposition du gestionnaire du réseau est formulée après consultation des acteurs du marché.

Au sens du présent chapitre, on entend par transfert d’énergie une activation de flexibilité de la demande impliquant un fournisseur et un opérateur de service de flexibilité ayant un responsable d’équilibre distinct et/ou un opérateur de service de flexibilité distinct du fournisseur. Les règles visées à l’alinéa 1er déterminent notamment:

1° les principes de détermination du volume de flexibilité activé;

2° les principes de correction du déséquilibre quart-horaire né de l’activation de la flexibilité de la demande par un opérateur de service de flexibilité;

3° les échanges d’informations et données nécessaires à la mise en œuvre du transfert d’énergie;

4° le phasage de la mise en œuvre du transfert d’énergie dans les différents marchés.

§  3. Après consultation des acteurs de marché, la Commission fixe:

1° les règles à suivre en matière de rémunération de l’énergie transférée;

2° la ou les formules de détermination du prix de transfert par défaut;

3° les mécanismes de garanties financières et contractuelles à obtenir de l’opérateur de service de flexibilité. § 4. Si la négociation commerciale entre les acteurs du marché n’aboutit pas, et après consultation de ces derniers, la CREG applique la ou les formules de détermination du prix de transfert par défaut. § 5. La Commission établit un modèle de clauses standards applicables entre l’opérateur de service de flexibilité et le fournisseur à défaut d’accord sur les modalités de leur relation contractuelle.

Art. 19ter. § 1er. Le gestionnaire du réseau est chargé de la gestion des données de fl exibilité relatives à la valorisation de la fl exibilité entraînant un transfert d’énergie. À cet effet, il est notamment chargé des tâches suivantes, dans le respect des dispositions du règlement technique:

1° collecter, vérifier, traiter et transmettre les informations nécessaires au calcul du volume de flexibilité de la demande impliquant un transfert d’énergie, tout en assurant leur confidentialité;

2° assurer un suivi et un monitoring régulier du marché, ainsi qu’informer la Commission de tout indice éventuel de manipulation influençant la détermination des volumes activés de flexibilité de la demande impliquant un transfert d’énergie. § 2. Dans le cadre de sa mission de gestion des données de flexibilité, le gestionnaire du réseau collabore avec les personnes qui sont chargées par les autorités régionales compétentes, de collecter les données de comptage et de sous-comptage. § 3.

Les coûts additionnels liés à l’exercice, par le gestionnaire du réseau, de la mission de gestion des données de flexibilité de la demande visée au paragraphe 1er, y compris les coûts d’un éventuel contrôle externe qui serait établi en application de l’article 23, § 2, alinéa 2, 13°, sont couverts par des mécanismes régulatoires appropriés prévus dans la méthodologie tarifaire visée à l’article 12.”.

Art. 6

Dans l’article 21bis de la même loi, le paragraphe 1erbis, abrogé par la loi du 27 décembre 2012, est rétabli dans la rédaction suivante:

“§ 1erbis. L’électricité prélevée du réseau en vue d’alimenter une installation de stockage d’électricité est exonérée de la cotisation fédérale.”

Art. 7

Dans l’article 23, § 2, alinéa 2, de la même loi, modifié en dernier lieu par la loi du 8 mai 2014, le 13°, abrogé par la loi du 8 janvier 2012, est rétabli dans la rédaction suivante: “13° contrôle l’exercice de la mission de gestion des données de flexibilité de la demande impliquant un transfert d’énergie par le gestionnaire du réseau, selon des critères et modalités fixés par la Commission.”

Art. 8

Dans l’article 12quinquies, § 1er, alinéa 1er , de la même loi, inséré par la loi du 1er juin 2005 et remplacé par la loi du 8 janvier 2012, les mots “Pour l’élaboration des procédures relatives aux services auxiliaires fournis par les utilisateurs du réseau de distribution, le gestionnaire de réseau consulte les gestionnaires de réseau de distribution.” sont insérés entre les mots “et reposant sur les règles de marché.” et les mots “Le gestionnaire du réseau informe annuellement la Commission et le ministre,”.

Art. 9

L’article 6 entrera en vigueur le 1er janvier 2018”.

RIA formulier - v2 - oct. 2014 4 / 8 oord dan vraag 5. de negatieve impact te verlichten / te compenseren? nbod, levensverwachting in goede gezondheid, behandelingen van e ademhalingsziekten), gezondheidsdeterminanten (sociaaleconomisch ܈ Geen impact

ogisch, intellectueel (software, onderzoek en ontwikkeling) en menselijk ܆ Geen impact

voeding, verspilling, eerlijke handel.

7 / 8 teit en -consumptie (oppervlakte- en grondwater, zeeën en oceanen), sie, drooglegging, overstromingen, verdichting, fragmentatie),

nigende stoffen (chemische of biologische agentia: methaan, van broeikasgassen te verminderen. De op te vangen en terug in te voeren

e en elektromagnetische stralingen, lichtoverlast.

dienstverlening aan gebruikers, klachten, beroep, protestbewegingen,

Formulaire AIR - v2 – oct. 2014 1 / 7 e la réglementation -AiR rmulaire en ligne ria-air.fed.be saire ria-air@premier.fed.be etc. www.simplification.be nalétique MARGHEM, ministre de l'Energie aude.adams@marghem.fed.be – 02 790 57 78 - jean.compere@marghem.fed.be – 02 790 57 29 M.E., Classes moyennes et Energie - nancy.mahieu@economie.fgov.be - 02 277 61 83 ifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché projet de loi vise à apporter un certain modifications à la loi du 29 avril 1999 organisation du marché de l’électricité (« icité »), en vue d’améliorer la flexibilité du ectrique.L’évolution du système électrique e ces dernières années par l’intégration nités de production intermittentes et nc des besoins de flexibilité de plus en ants.

Au même titre que l’augmentation ilité du parc de production « classique » et és disponibles aux frontières, le ment de la gestion de la demande et le ment du stockage d’électricité permettront e à ces besoins accrus. La participation ilité de la demande et du stockage aux e l’électricité contribue au bon ment des marchés, à la sécurité du réseau a sécurité d’approvisionnement. Il est tiel que les obstacles à ces ments soient réduits au maximum. ur la gestion de la demande et le ’électricité est fort marqué au niveau L’accord du Gouvernement du 9 octobre onne une attention particulière pour la la demande et pour son développement

2 / 7 pour le stockage de l’électricité et la R&D et les investissements dans ces De façon à atteindre ces objectifs, des ns sont apportées à la loi électricité. Ce dre légal fait l’objet d’un commentaire ié dans l’exposé des motifs. Si oui, veuillez joindre une copie ou indiquer la référence du document : _ _

3 / 7 glementation sur ces 21 thèmes ? alement des impacts sur un nombre limité de thèmes. st présentée pour faciliter l’appréciation de chaque thème. tifs, expliquez-les (sur base des mots-clés si nécessaire) et / compenser les éventuels impacts négatifs. stions plus approfondies sont posées. pdesk ria-air@premier.fed.be pour toute question. de qualité, surendettement, risque de pauvreté ou d’exclusion sociale (y ܆ Pas d’impact e la flexibilité du parc de cités disponibles aux estion de la demande et tricité permettront de atière de flexibilité, au a sécurité du réseau ment et, par là, à

accès à l’information, à l’éducation et à la formation, écart de revenu, populations fragilisées, les enfants, les personnes âgées, les personnes ܈ Pas d’impact

ponsabilités, santé/soins/bien-être, sécurité, ts civils, sociaux et politiques. cernées par le projet et quelle est la composition sexuée de oyennes entreprises_ _ stion 2. n respective des femmes et des hommes dans la matière ons 3 et 4. ès aux ressources ou l’exercice des droits fondamentaux des tiques) ? [O/N] > expliquez dentes, identifiez les impacts positifs et négatifs du projet sur

4 / 7 question 5. / compenser les impacts négatifs ? ance de vie en bonne santé, traitements des maladies chroniques chroniques), déterminants de la santé (niveau socio-économique,

oir, conditions de travail et de licenciement, carrière, temps de travail, uilibre vie privée - vie professionnelle, rémunération convenable, l. urces d’emploi et de créativité ; les réatrices d’emplois.

teur, utilisation efficace des ressources, évaluation et intégration des e des produits et services, modes de gestion des organisations. de stabiliser les prix, une utilisation plus des réseaux et une gestion plus efficace

du travail et des ressources/matières premières, facteurs de ché, accès aux marchés publics, relations commerciales et financières erraine, sécurité d’approvisionnement des ressources énergétiques, de valoriser leur potentiel de réduction rises, elle offrira des solutions innovantes dustriels ; ce qui est source également de grégateurs verront le jour, alors que les nfondues, génèreront de nouveaux

es), technologique, intellectuel (logiciel, recherche et développement) n essor et sources de création ndera une adaptation de la gestion des mblance, la mise en chantier de nouvelles

5 / 7 ction et la diffusion de nouveaux modes de production, de nouvelles de recherche et de développement. exibilité qui apporteront un soutien à matière de stockage de l’énergie sont par bles du fait de leurs caractères nt donc à la polilique menée en matière de

cernées par le projet ? PME (< 50 travailleurs) dont le % de micro-entreprise (< 10 emande . les PME. nt être détaillés au thème 11 du besoin en électricité. ns 3 à 5. ourds sur les PME que sur les grandes entreprises ? [O/N] > fédéral du stockage, un impact très limité sera à charge des és._ oursuivi ? [O/N] > expliquez ndra du développement des projets. enser les impacts négatifs ? consommateurs finaux de façon équitable _

ment ou indirectement à l’exécution, au respect et/ou au maintien d’un me 10) sont concernés, répondez aux questions suivantes. tions nécessaires à l’application de la réglementation. oi. b. _Le développement des projets sera fonction des incitants tarifaires établis par la CREG љ S’il y a des formalités et des obligations dans la réglementation en projet**, répondez aux questions 2b à 4b. cerné doit-il fournir ? _ _**

6 / 7 s documents, par groupe concerné ? ions, par groupe concerné ? r les éventuels impacts négatifs ? tions

omasse (bois, biocarburants), efficacité énergétique, consommation curité d’approvisionnement, accès aux biens et services énergétiques. valoriser leur flexibilité par une réduction er le système électrique.

hicules), offre de transports collectifs, offre routière, ferroviaire, es modes de transport (modal shift), sécurité, densité du trafic.

et à haute valeur nutritionnelle, gaspillages, commerce équitable.

hangements climatiques, résilience, transition énergétique, sources nergétique, performance énergétique des bâtiments, piégeage du permettra un développement accru du a être compensé par d’autres moyens que

sommation de l’eau (eaux de surface et souterraines, mers et océans), osion, assèchement, inondations, densification, fragmentation),

7 / 7 chimiques ou biologiques : méthane, hydrocarbures, solvants, SOx, des gaz à effet de serre ; le stockage er sans émissions._ _

onservation, valorisation, zones protégées) , altération et fragmentation que, utilisation des ressources génétiques, services rendus par les ou cultivées, espèces exotiques envahissantes, espèces menacées.

isants, non ionisants et électromagnétiques, nuisances lumineuses.

tion, services publics aux usagers, plaintes, recours, contestations,

1.

belges sur les intérêts des pays en développement. et sur les pays en développement dans les domaines suivants : ations de ressources domestiques (taxation) nnes changements climatiques (mécanismes de développement orter plus de flexibilité à son système électrique. la question 2. omique (lister éventuellement les pays). Cf. manuel de chacune des régions dans le cadre de leur compétence._ _ on 3. mpenser les impacts négatifs ? ture à facillité pareil législation au niveau des Régions

AVIS DU CONSEIL

D’ÉTAT N° 60.616/3 DU 4 JANVIER 2017 Le 7 décembre 2016, le Conseil d’État, section de législation, a été invité par la ministre de l’Énergie à communiquer un avis, dans un délai de trente jours, sur un avant-projet de loi “modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité”. L’avant-projet a été examiné par la troisième chambre le 27  décembre  2016. La chambre était composée de Jo  Baert, président de chambre, Jan  Smets et Jeroen Van Nieuwenhove, conseillers d’État, Bruno Peeters, assesseur, et Annemie Goossens, greffier.

Le rapport a été présenté par Tim Corthaut, auditeur. La concordance entre la version française et la version néerlandaise de l’avis a été vérifiée sous le contrôle de Jeroen Van Nieuwenhove, conseiller d’État. L’avis, dont le texte suit, a été donné le 4 janvier 2017. * 1. En application de l’article 84, § 3, alinéa 1er, des lois sur le Conseil d’État, coordonnées le 12 janvier 1973, la section de législation a fait porter son examen essentiellement sur la compétence de l’auteur de l’acte, le fondement juridique 1 et l’accomplissement des formalités prescrites

PORTÉE DU PROJET

2. L’avant-projet de loi vise à organiser le fonctionnement du marché en ce qui concerne la gestion de la demande (flexibilité de la demande) et le stockage de l’électricité. Pour ce faire, la loi du 29 avril 1999 “relative à l’organisation du marché de l’électricité” (ci-après: la loi sur l’électricité) est modifiée sur un certain nombre de points. Le projet ajoute à l’article 2 de la loi sur l’électricité les définitions de “stockage d’électricité”, d’ “installation de stockage d’électricité raccordée au réseau de transport ou aux réseaux ayant une fonction de transport”, d’ “opérateur de service de flexibilité”, de “responsable d’équilibre” et de “flexibilité de la demande” (article 2 du projet).

L’article 8, § 1er, alinéa 3, 2°, de la loi sur l’électricité est modifié de manière telle que le gestionnaire du réseau de transport doit tenir compte des mécanismes de flexibilité de la demande pour garantir un réseau électrique sûr, fiable et efficace (article 3 du projet). S’agissant d’un avant-projet de loi, on entend par “fondement juridique” la conformité avec les normes supérieures.

L’article 12, § 5, 26°, en projet, de la loi sur l’électricité comporte une ligne directrice tarifaire supplémentaire visant à encourager le stockage d’électricité. Pour ce faire, un régime tarifaire distinct pour le stockage d’électricité peut être déterminé par le régulateur (article 4 du projet). L’article 5 du projet vise à insérer dans la loi sur l’électricité un nouveau chapitre IVbis (“Gestion de la demande”), constitué des articles 19bis et 19ter.

L’article 19bis, § 1er, en projet, de la loi sur l’électricité énonce trois principes relatifs à la gestion de la demande. Premièrement, tout client final obtient le droit de valoriser sa flexibilité de la demande en recourant à son fournisseur ou à l’opérateur de service de flexibilité de son choix. Deuxièmement, tout client final est propriétaire de ses données de mesure et peut librement y donner accès à l’opérateur de service de son choix.

Troisièmement, l’opérateur de service de flexibilité doit confier à un responsable d’équilibre la responsabilité de l’équilibre de la flexibilité qu’il gère. L’article 19bis, §§ 2 à 5, en projet octroie certaines compétences réglementaires au régulateur en matière de flexibilité de la demande ainsi qu’en ce qui concerne le cadre financier et contractuel du transfert de l’énergie. Ce dernier point ne s’applique toutefois que si aucune négociation commerciale entre les acteurs du marché n’aboutit à un autre accord.

Conformément à l’article 19ter, § 1er, en projet, de la loi sur l’électricité, le gestionnaire du réseau est chargé de la gestion des données de flexibilité relatives à la valorisation de la flexibilité après un transfert d’énergie. Le gestionnaire du réseau collabore à cet effet avec les personnes qui, selon la réglementation régionale, sont chargées de collecter les données de comptage et de sous-comptage (article 19ter, § 2, en projet).

Les coûts additionnels liés à ces tâches sont à la charge des tarifs de réseau (article 19ter, § 3, en projet). L’article 6 du projet vise à rétablir l’article 21bis, § 1erbis, de la loi sur l’électricité. La disposition en projet prévoit que le prélèvement d’électricité en vue de son stockage est exonéré de la cotisation fédérale. Dans l’article 23, § 2, 2°, de la loi sur l’électricité est rétabli le point 13°, lequel prévoit une mission de contrôle supplémentaire pour le régulateur en ce qui concerne la gestion des données de flexibilité de la demande par le gestionnaire du réseau “selon des critères et modalités fixés par [le régulateur]” (article 7 du projet).

L’article 12quinquies, § 1er, alinéa 1er, en projet, de la loi sur l’électricité (article 8 du projet) contraint le gestionnaire du réseau à consulter les gestionnaires du réseau de distribution pour l’élaboration des procédures relatives aux services auxiliaires fournis par les utilisateurs du réseau de distribution. La loi dont l’adoption est envisagée entre en vigueur le dixième jour suivant sa publication au Moniteur belge, à l’exception de son article 6, qui entre en vigueur le 1er janvier 2018 (article 9 du projet)

COMPÉTENCE

3. Le dispositif en projet peut relever des compétences réservées à l’autorité fédérale en matière de “grandes infrastructures de stockage; [d]e transport et [de] production de l’énergie;”, ainsi qu’en matière de tarifs, y compris les tarifs de transport et sans préjudice des compétences régionales en matière de tarifs 2. 3.1. Cette compétence en matière de tarifs englobe aussi le pouvoir de fixer d’éventuels tarifs spéciaux pour le stockage.

À cet égard, il n’est d’ailleurs même pas requis que les systèmes de stockage concernés soient raccordés au réseau de transport, contrairement à ce que paraît suggérer la définition figurant à l’article 2, 64°, en projet, de la loi sur l’électricité (voir à cet égard aussi l’observation 7). 3.2. La compétence fédérale concernant le réseau de transport comprend la compétence d’ajustement et la gestion de la demande sur le réseau de transport.

Les dispositions en projet relatives à la flexibilité de la demande relèvent par conséquent de la compétence fédérale pour autant qu’elles concernent des clients finaux qui sont directement raccordés au réseau de transport ou des opérateurs de service de flexibilité qui, en raison de l’importance de leur portefeuille de clients finaux (autres) 3, influencent l’équilibre sur le réseau de transport. Il en irait toutefois différemment si la flexibilité de la demande avait uniquement des effets sur le réseau de distribution: dans ce cas, il s’agit en effet de régler la gestion de la demande et l’ajustement du réseau de distribution, ce qui constitue une compétence régionale.

Les termes “[t]out client final” figurant à l’article 19bis, § 1er, en projet, de la loi sur l’électricité, doivent donc être compris sous cette réserve touchant aux compétences. Le dispositif en projet pouvant interférer avec la compétence régionale précitée, l’article 12quinquies, § 1er, alinéa 1er, en projet, comporte à juste titre une obligation pour le gestionnaire du réseau de consulter les gestionnaires du réseau de distribution, pour ce qui est des “procédures relatives aux services auxiliaires fournis par les utilisateurs du réseau de distribution”.

Le Conseil d’État ne dispose toutefois pas des connaissances techniques requises lui permettant de déterminer si une telle concertation suffit pour faire coexister le dispositif en projet et les règles régionales en matière de gestion de la demande et d’ajustement du réseau de distribution. Ce point pourra éventuellement être tranché consécutivement à la concertation requise avec les régions sur le dispositif en projet (voir l’observation 4).

S’il s’avère qu’il n’est pas possible de concilier le dispositif en projet avec les mesures relatives à la gestion de la demande qui ont déjà été prises par les régions dans le cadre de leurs compétences, le champ d’application du dispositif en projet devra être remanié de manière à permettre uniquement Article 6, § 1er, VII, alinéa 1er, a), et alinéa 2, c) et d), de la loi spéciale du 8 août 1980 “de réformes institutionnelles”.

En effet, tant les clients finaux raccordés au réseau de transport que les autres clients finaux peuvent recourir à l’opérateur de service de leur choix (article 19bis, § 1er, en projet, de la loi sur l’électricité).

aux opérateurs de services de flexibilité d’agir à l’égard des clients finaux sur le réseau de transport. Quoi qu’il en soit, l’autorité fédérale et les régions peuvent accorder leurs politiques en matière de gestion de la demande et de flexibilité en concluant un accord de coopération, ce qui leur permettrait de dépasser le découpage du réseau imposé par les règles répartitrices de compétences. Un tel accord de coopération pourrait même s’avérer nécessaire dans le cadre d’une transposition intégrale de la directive 2012/27/UE 4

FORMALITÉS

4. L’organisation de mécanismes de flexibilité pour la demande constitue un aspect relevant des “grands axes de la politique énergétique nationale” au sens de l’article 6, § 3, 3°, de la loi spéciale “de réformes institutionnelles” du 8 août 1980. Le dispositif en projet doit par conséquent faire l’objet d’une concertation avec les régions, ce qui n’a pas encore été fait 5. Si cette concertation devait encore donner lieu à des modifications du texte soumis au Conseil d’État, les dispositions modifiées ou ajoutées devraient être soumises à la section de législation, conformément à la prescription de l’article 3, § 1er, alinéa 1er, des lois sur le Conseil d’État

OBSERVATIONS GÉNÉRALES

5. Le texte néerlandais du projet doit faire l’objet d’un examen approfondi. Certaines parties sont peu lisibles ou constituent de mauvaises traductions du texte français, de sorte que l’on ne peut en saisir la portée qu’à la lecture de cette version linguistique 6. Il convient d’y remédier. 6. Il convient d’insérer entre l’article 1er et l’article 2 du projet un nouvel article faisant mention des différentes directives qui sont partiellement transposées par le projet, à savoir: — la directive 2003/96/CE du Conseil du 27 octobre 2003 “restructurant le cadre communautaire de taxation des produits énergétiques et de l’électricité”; Directive 2012/27/UE du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2012 “relative à l’efficacité énergétique, modifiant les directives 2009/125/CE et 2010/30/UE et abrogeant les directives 2004/8/CE et 2006/32/CE”.

Concernant la réalisation de la transposition intégrale et concluante du droit européen par la voie d’accords de coopération entre l’autorité fédérale et les entités fédérées, voir C.J. 12 juin 2014, C-156/13, Digibet et Albers. Il est mentionné dans la notification de la séance du Conseil des ministres du 2 décembre 2016 que l’avant-projet de loi peut être soumis au Comité de concertation. Voir, par exemple, l’article 19ter, §  1er, alinéa 1er, en projet: “flexibiliteitsgegevens met betrekking tot de valorisatie van de flexibiliteit die een energieoverdracht met zich meebrengt”, ou bien l’article 23, § 2, alinéa 2, 13°, en projet: “het beheer van vraagflexibiliteitsgegevens met een energieoverdracht”.

— la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 “concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE”; — la directive 2012/27/UE du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2012 “relative à l’efficacité énergétique, modifiant les directives 2009/125/CE et 2010/30/UE et abrogeant les directives 2004/8/CE et 2006/32/CE”

EXAMEN DU TEXTE

7. Ainsi qu’il a déjà été précisé dans l’observation 3.1, la compétence de l’autorité fédérale en matière de tarifs ne se limite pas aux tarifs de stockage dans des systèmes de stockage raccordés au réseau de transport. Mieux vaut dès lors omettre le segment de phrase “raccordée au réseau de transport ou aux réseaux ayant une fonction de transport” dans l’article 2, 64°, en projet de la loi sur l’électricité.

Par ailleurs, plus loin dans le projet, les termes “installations de stockage d’électricité” sont utilisés seuls, sans le segment de phrase précité 7. 8. L’article 12, 5, alinéa 1er, 26°, en projet, de la loi sur l’électricité (article 4 du projet) comporte une ligne directrice tarifaire complémentaire pour le régulateur en vue d’encourager le stockage d’électricité. De telles lignes directrices destinées au régulateur ne peuvent être formulées que dans les limites du droit de l’Union.

En effet, l’article 35, paragraphe 4, b), ii), de la directive 2009/72/CE interdit en principe au régulateur de solliciter ou d’accepter des instructions directes des gouvernements ou d’autres entités publiques ou privées dans l’exercice des tâches de régulation. Dans ce cas, l’article 15, paragraphe 1, de la directive 2012/27/UE, combiné avec l’annexe XI de cette directive, impose cependant aux États membres de veiller à ce que la régulation et la tarification du réseau n’empêchent pas les gestionnaires de réseau ou les fournisseurs d’énergie de fournir des services de système dans le cadre des mesures d’effacement de consommation, de la gestion de la demande et de la production distribuée sur les marchés organisés de l’électricité, notamment aussi du stockage de l’énergie 8.

La nouvelle ligne directrice laisse en outre suffisamment de marge de manœuvre au régulateur en termes de mise en œuvre, la fixation d’un régime tarifaire distinct n’étant qu’une possibilité et non une obligation. Interprétée en ce sens, le ligne directrice en projet paraît se concilier avec le droit européen. Voir l’article 12, § 5, alinéa 1er, 26°, en projet (article 4 du projet) et l’article 21bis, § 1erbis, en projet (article 6 du projet).

Point 2, f), de l’annexe XI de la directive 2012/27/UE.

Article 5 9. L’article 19bis, § 2, en projet, de la loi sur l’électricité confère des pouvoirs réglementaires au régulateur. Les aspects énumérés concernent essentiellement l’organisation des services d’ajustement. À cet égard, l’article 37, paragraphe 6, de la directive 2009/72/CE impose ce qui suit: “Les autorités de régulation se chargent de fixer ou d’approuver, suffisamment à l’avance avant leur entrée en vigueur, au moins les méthodes utilisées pour calculer ou établir: (…) b) les conditions de la prestation de services d’ajustement, qui sont assurés de la manière la plus économique possible et qui fournissent aux utilisateurs du réseau des éléments d’incitation appropriés pour qu’ils équilibrent leur apport et leur consommation.

Les services d’ajustement sont équitables et non discriminatoires et fondés sur des critères objectifs (...)”. Il peut dès lors être admis que la délégation en projet met uniquement en œuvre cette disposition de la directive et qu’elle peut effectivement être attribuée au régulateur. Il en va de même pour l’article 19bis, §§ 3 à 5, en projet, de la loi sur l’électricité. Articles 6 et 9 10.1. À l’article 21bis, §  1erbis, en projet, de la loi sur l’électricité, le prélèvement d’électricité sur le réseau en vue d’alimenter une installation de stockage d’électricité est explicitement exonéré de la cotisation fédérale visée à l’article 21bis, § 1er, de cette loi.

10.2. La question se pose toutefois de savoir si cette cotisation fédérale était effectivement due selon la législation en vigueur. Aux termes de l’actuel article 21bis, § 1er, alinéa 2, de la loi sur l’électricité, cette cotisation fédérale est en effet due “par les clients finals établis sur le territoire belge, sur chaque kWh qu’ils prélèvent du réseau pour leur usage propre”. Par “client final”, on entend toute personne physique ou morale achetant de l’électricité pour son propre usage (article 2, 14°, de la loi sur l’électricité).

Dès lors que, selon l’article 2, 63°, en projet, le “stockage d’électricité” est un “processus consistant, via une installation, à prélever de l’électricité en vue de la réinjecter ultérieurement” et que, selon l’article 2, 64°, en projet, une “[i]nstallation de stockage d’électricité (...)” est définie comme une “[i]nstallation destinée à prélever de l’électricité du réseau en vue de la réinjecter ultérieurement dans le réseau, dans sa totalité sous réserve des pertes de rendement”, on n’aperçoit pas comment l’opérateur d’une installation de stockage peut être considéré comme un client final qui prélève de l’électricité pour son propre usage.

En effet, l’électricité est réinjectée ultérieurement dans le réseau, de sorte que cette électricité pourra, sous réserve des pertes

de rendement, être fournie à d’autres, qui seront les seuls clients finaux de cette électricité et, partant, aussi les seuls à être redevables de la cotisation. En juger autrement aurait pour effet de soumettre deux fois à la cotisation fédérale la quantité d’électricité stockée dans une installation de stockage d’électricité (à l’exception de la partie qui a été perdue à la suite de pertes de rendement), à savoir une première fois en ce qui concerne l’opérateur de l’installation de stockage d’électricité, et une seconde fois en ce qui concerne le client final effectif de l’électricité qui a été réinjectée.

Cette interprétation s’accorde d’ailleurs aussi avec les motifs qu’invoquent les auteurs du projet eux-mêmes pour exonérer de la cotisation fédérale les installations de stockage d’électricité. Dans l’exposé des motifs, il est soutenu à bon droit qu’il n’est pas conciliable avec la directive 2003/96/CE de les soumettre à la cotisation fédérale. L’article 14, paragraphe 1, a), de cette directive prévoit en effet que les États membres doivent exonérer de taxation “les produits énergétiques et l’électricité utilisés pour produire de l’électricité et l’électricité utilisée pour maintenir la capacité de produire de l’électricité”, à moins que cette taxation se fonde sur des raisons ayant trait à la protection de l’environnement.

Tel n’est toutefois pas le cas, comme le souligne lui-même l’exposé des motifs. Étant donné que l’électricité prélevée pour alimenter une installation de stockage d’électricité, par exemple, sert à entraîner des pompes en vue de remplir des réservoirs qui, ensuite, lors de pics de consommation, – contribuant ainsi à l’ajustement du réseau et donc au maintien de la capacité de produire de l’électricité – seront à nouveau vidés afin d’entraîner des générateurs qui transformeront à nouveau en électricité l’énergie stockée par un mode de production industrielle de l’électricité basé sur la force hydraulique, il peut en effet être admis qu’il s’agit d’une “électricité utilisé[e] pour produire de l’électricité et [d’une] électricité utilisée pour maintenir la capacité de produire de l’électricité” au sens de la disposition de la directive précitée.

10.3. Force est dès lors d’en conclure que l’électricité prélevée pour alimenter une installation de stockage d’électricité sort d’ores et déjà du champ d’application de la cotisation fédérale, ne serait-ce qu’en vertu d’une interprétation, conforme à la directive, de l’article 21bis, § 1er, de la loi sur l’électricité, comme le requiert la jurisprudence de la Cour de Justice, sur la base de l’article 4, paragraphe 3, du Traité sur l’Union européenne.

Il s’ensuit que l’article 21bis, § 1erbis, en projet, de la loi sur l’électricité n’est pas, à strictement parler, nécessaire et peut tout au plus être de nature déclarative. Dans la mesure où cette disposition en projet prévoit un mode d’application de l’article 21bis, § 1er, de la loi sur l’électricité, qui s’écarte de la manière dont cette disposition est manifestement appliquée actuellement, elle peut certes être pertinente.

10.4. Par conséquent, il n’y a pas lieu de ne faire entrer en vigueur la disposition envisagée que le 1er janvier 2018, comme le prévoit l’article 9 du projet. En effet, il s’agit de

mettre en œuvre une disposition de directive qui devait être appliquée par les États membres à partir du 1er janvier 2004. Vu l’effet direct de l’exonération contenue à l’article 14, paragraphe 1, a), de la directive 2003/96/CE, les opérateurs concernés peuvent en effet invoquer dès à présent cette disposition “en vue d’écarter l’application d’une réglementation nationale qui serait incompatible avec cette disposition et, partant, d’obtenir le remboursement d’une taxe contraire à celle-ci” 9.

11. Il y a lieu de numéroter les dispositions modificatives selon l’ordre des articles du texte à modifier auxquels elles se rapportent 10. L’article 8 du projet, qui vise à apporter une modification à l’article 12quinquies de la loi sur l’électricité, figurera donc entre les articles 4 et 5 du projet.

Le greffier, Le président,

Annemie GOOSSENS Jo BAERT C.J., 17 juillet 2008, C-226/07, Flughafen Köln/Bonn. Voir Principes de technique législative. Guide de rédaction des textes législatifs et réglementaires, Conseil d’État, 2008, recommandation n° 122, à consulter sur le site Internet du Conseil d’État (www.raadvst-consetat.be).

PHILIPPE

ROI DES BELGES, À tous, présents et à venir, SALUT. Sur la proposition de la ministre de l’Energie et de l’avis des Ministres qui ont délibéré en Conseil, NOUS AVONS ARRÊTÉ ET ARRÊTONS: La ministre de l’Energie est chargée de présenter en notre nom le projet de loi dont la teneur suit: La présente loi règle une matière visée à l’article 74 de la Constitution. Elle transpose partiellement les directives européennes suivantes:

1° la directive 2003/96/CE du Conseil du 27 octobre 2003 restructurant le cadre communautaire de taxation des produits énergétiques et de l’électricité;

2° la directive 2009/72/CE du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 2003/54/CE;

3° la directive 2012/27/UC du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2012 relative à l’efficacité énergétique, modifiant les directives 2009/125/CE et 2010/30/CE et abrogeant les directives 2004/8/CE et 2006/32/CE. L’article 2 de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité, modifié en dernier lieu par la loi du 21 juillet 2016, est complété par les 63° à 66° rédigés comme suit:

63° “stockage d’électricité”: tout processus consistant, par le biais d’une même installation, à prélever de

l’électricité du réseau en vue de la réinjecter ultérieurement dans le réseau dans sa totalité, sous réserve des pertes de rendement;”

64° “opérateur de service de flexibilité”: toute personne physique ou morale qui utilise, pour son activité, la flexibilité de la demande d’un ou de plusieurs clients finals.

65° “responsable d’équilibre”: toute personne physique ou morale chargée d’assurer l’équilibre entre les injections et les prélèvements inclus dans son portefeuille.”.

66° “flexibilité de la demande”: la capacité pour un client final de modifier volontairement à la hausse ou à la baisse, son prélèvement net en réponse à un signal extérieur. Dans l’article 8, § 1er, alinéa 3, 2°, de la même loi, remplacé par la loi du 8 janvier 2012, les mots “, en ce compris l’activation de la flexibilité de la demande,” sont insérés entre les mots “services fournis en réponse à la demande” et les mots “et les services de secours”, et les mots “et de flexibilité de la demande” sont insérés entre les mots “Pour l’activation des moyens de production” et les mots “nécessaires pour assurer l’équilibre”.

L’article 12, § 5, alinéa 1er, de la même loi, remplacé par la loi du 8  janvier  2012 et modifié par la loi du 28 juin 2015, est complété par le 27° rédigé comme suit:

27° Pour les installations de stockage d’électricité raccordées au réseau de transport ou aux réseaux ayant une fonction de transport, la méthodologie tarifaire contient des incitants qui encouragent le stockage d’électricité de façon non discriminatoire et proportionnelle. Pour ce faire, un régime tarifaire distinct pour le stockage d’électricité peut être déterminé par la Commission. Dans l’article 12quinquies, §  1er, alinéa 1er, de la même loi, inséré par la loi du 1er juin 2005 et remplacé par la loi du 8 janvier 2012, la phrase suivante est insérée entre la deuxième et la troisième phrase: “Pour l’élaboration des procédures relatives aux services auxiliaires

fournis par les utilisateurs du réseau de distribution, le gestionnaire de réseau met tout en œuvre pour collaborer avec les gestionnaires de réseau de distribution”. Dans la même loi, il est inséré un chapitre IVbis, comportant les articles 19bis et 19ter, rédigé comme suit:

Art. 19bis. § 1er. Sans préjudice des prescriptions

techniques imposées par les autorités compétentes, tout client final a le droit de valoriser sa flexibilité de la demande et peut, à ce titre, recourir à son fournisseur ou à tout opérateur de service de flexibilité de son choix. Tout client final est propriétaire de ses données de mesure. Il doit pouvoir en disposer dans des délais compatibles avec les processus de valorisation de la flexibilité et peut librement y donner accès aux personnes de son choix.

Tout opérateur de service de flexibilité est tenu de confier à un responsable d’équilibre la responsabilité de l’équilibre de la flexibilité qu’il gère. § 2. Sur proposition du gestionnaire du réseau, la Commission fixe après concertation avec les autorités régionales compétentes, les règles organisant le transfert de l’énergie par l’intermédiaire d’un opérateur de service de flexibilité. La proposition du gestionnaire du réseau est formulée après consultation des acteurs du marché.

Au sens du présent chapitre, on entend par transfert d’énergie une activation de flexibilité de la demande impliquant un fournisseur et un opérateur de service de flexibilité ayant un responsable d’équilibre distinct et/ou un opérateur de service de flexibilité distinct du fournisseur. Les règles visées à l’alinéa 1er s’appliquent au marché à un jour, au marché intra-journalier, au marché de la réserve stratégique et au marché de la compensation des déséquilibres quart-horaires, à l’exception du marché de l’activation du réglage primaire de la fréquence.

Elles déterminent notamment:

1° les principes de détermination du volume de flexibilité activé;

2° les principes de correction du déséquilibre quarthoraire né de l’activation de la flexibilité de la demande par un opérateur de service de flexibilité;

3° les échanges d’informations et données nécessaires à la mise en œuvre du transfert d’énergie;

4° le phasage de la mise en œuvre du transfert d’énergie dans les différents marchés précités. § 3. Après consultation des acteurs de marché, la 2° nonobstant l’article V.2 du Code de droit économique, la ou les formules de détermination du prix de transfert par défaut;

3° les mécanismes de garanties financières et contractuelles à obtenir de l’opérateur de service de flexibilité. § 4. Si la négociation commerciale entre les acteurs du marché n’aboutit pas, et après consultation de ces derniers, la CREG applique la ou les formules de détermination du prix de transfert par défaut. § 5. La Commission établit un modèle de clauses standards applicables entre l’opérateur de service de flexibilité et le fournisseur à défaut d’accord sur les modalités de leur relation contractuelle.

Art. 19ter. § 1er. Le gestionnaire du réseau est chargé

de la gestion des données de flexibilité pour ce qui concerne la valorisation de la flexibilité de la demande entraînant un transfert d’énergie visé à l’article 19bis. À cet effet, il est notamment chargé des tâches suivantes, dans le respect des dispositions du règlement technique:

1° collecter, vérifier, traiter et transmettre les informations nécessaires au calcul du volume de flexibilité de la demande impliquant un transfert d’énergie, tout en assurant leur confidentialité;

2° assurer un suivi et un monitoring régulier du marché, ainsi qu’informer la Commission de tout indice éventuel de manipulation influençant la détermination des volumes activés de flexibilité de la demande impliquant un transfert d’énergie.

§ 2. Pour ce qui concerne le traitement des données de flexibilité relatives aux clients finals raccordés aux réseaux de distribution, le gestionnaire du réseau, s’accorde , avec les personnes qui sont chargées par les autorités régionales compétentes de la gestion des données de flexibilité et des données de comptage et de sous-comptage de ces clients finals. §  3. Les coûts additionnels liés à l’exercice, par le gestionnaire du réseau, des missions visées aux paragraphes précédents , y compris les coûts d’un éventuel contrôle externe qui serait établi en application de l’article 23, § 2, alinéa 2, 13°, sont couverts par des mécanismes régulatoires appropriés prévus dans la Dans l’article 21bis de la même loi, le paragraphe 1erbis, abrogé par la loi du 27 décembre 2012, est rétabli dans la rédaction suivante: “§  1erbis.

L’électricité prélevée du réseau en vue d’alimenter une installation de stockage d’électricité est exonérée de la cotisation fédérale.”. en dernier lieu par la loi du 8 mai 2014, le 13°, abrogé par la loi du 8 janvier 2012, est rétabli dans la rédaction suivante: données de flexibilité de la demande impliquant un transfert d’énergie par le gestionnaire du réseau, selon des critères et modalités fixés par la Commission.” L’article 7 entre en vigueur le 1er janvier 2018”.

Donné à Bruxelles, le 8 juin 2017 PHILIPPE PAR LE ROI La ministre de l’Énergie,

Version coordonnée de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché

et es it er

Art. 2. Pour l’application de la présente loi, il y

a lieu d’entendre par : [...] 63° « stockage d’électricité » : tout processus consistant, par le biais d’une même installation, à prélever de l’électricité du réseau en vue de la réinjecter ultérieurement dans le réseau dans sa totalité, sous réserve des pertes de rendement ; » ": ie eit 64° « opérateur de service de flexibilité » : toute personne physique ou morale qui utilise, pour son activité, la flexibilité de la demande d’un ou de plusieurs clients finals. ke ht jn 65° « responsable d’équilibre » : toute personne physique ou morale chargée d’assurer l’équilibre entre les injections et les prélèvements inclus dans son portefeuille. ». an me te 66° « flexibilité de la demande » : la capacité pour un client final de modifier volontairement à la hausse ou à la baisse, son prélèvement net en réponse à un signal

ig e, re en

Art. 8. § 1er. La gestion du réseau de transport

est assurée par un gestionnaire unique, désigné conformément à l'article 10.

Le gestionnaire du réseau est responsable de l'exploitation, l'entretien du développement du réseau de transport, y compris ses interconnexions avec d'autres réseaux électriques, en vue d'assurer la sécurité d'approvisionnement. [À cet effet, le gestionnaire du réseau est notamment chargé des tâches suivantes:

1° garantir la capacité à long terme du réseau de transport et répondre à des demandes raisonnables transport d’électricité, exploiter, entretenir et développer, dans des conditions économiquement acceptables, un

or in nd rd id op bij ve ng hij tls ep réseau d’un transport sûr, fi able et efficace, en accordant toute l’attention requise au respect de l’environnement. Le développement du réseau de transport couvre le renouvellement et l’extension du réseau et est étudié dans le cadre l’élaboration plan développement;

2° garantir un réseau électrique sûr, fiable et efficace et, dans ce contexte, veiller à la disponibilité et à la mise en œuvre de tous les services auxiliaires nécessaires, dans la mesure où cette disponibilité est indépendante de tout autre réseau de transport avec lequel son réseau est interconnecté. Les services auxiliaires incluent notamment les services fournis en réponse à la demande en ce compris l’activation de la flexibilité de la demande et les services de secours en cas de défaillance d’unités de production, en ce compris les unités basées sur les énergies renouvelables et la cogénération de qualité.

Pour l’activation des moyens de production et de flexibilité de la demande nécessaires pour assurer l’équilibre de la zone de réglage, le gestionnaire du réseau privilégie le recours à une plateforme de marché transparente. Le gestionnaire du réseau se procure l’énergie qu’il utilise pour couvrir les pertes d’énergie et maintenir une capacité de réserve dans le réseau selon des procédures transparentes, non discriminatoires et reposant sur les règles de marché;

3° contribuer à la sécurité d’approvisionnement grâce à une capacité de transport et une fiabilité du réseau adéquates;

4° gérer les flux d’électricité sur le réseau en tenant compte des échanges avec d’autres réseaux interconnectés et, dans ce cadre, assurer la coordination de l’appel des installations de production et la détermination de l’utilisation des interconnexions de manière

ia d. eat na ze à assurer un équilibre permanent des flux d’électricité résultant de l’offre et de la demande d’électricité;

5° assurer la coordination de l’appel aux de l’utilisation des interconnexions sur la base critères objectifs approuvés par commission. Ces critères tiennent compte:

a) de l’ordre de préséance économique de l’électricité provenant des installations de production disponibles ou de transferts par interconnexion, ainsi que des contraintes techniques pesant sur le réseau;

b) de la priorité à donner aux installations de production qui utilisent des sources d’énergie renouvelables, dans la mesure où la gestion en toute sécurité du réseau de transport le permet et sur la base de critères transparents et non discriminatoires, ainsi qu’aux installations qui produisent de la chaleur et de l’électricité combinée. Le Roi, après avis de la commission et en concertation avec les Régions, peut préciser les critères à respecter par une installation de production qui utilise des sources d’énergie renouvelables pour pouvoir bénéficier de cette priorité et déterminer les conditions techniques financières appliquer par le gestionnaire du réseau en la matière; c) de la minimisation de l’effacement de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables; d) de la priorité à donner, pour des raisons de d’approvisionnement, aux installations de production utilisant des sources combustibles indigènes d’énergie primaire, dans une limite de 15 % de la quantité totale d’énergie primaire nécessaire pour produire l’électricité consommée en Belgique au cours d’une année civile;

al he jk d, 6° fournir au gestionnaire de tout autre réseau interconnecté avec son des informations suffisantes assurer l’exploitation sûre efficace, développement coordonné l’interopérabilité du réseau interconnecté;

7° garantir non-discrimination entre utilisateurs ou catégories d’utilisateurs du réseau, notamment faveur ses entreprises liées ou associées;

8° fournir aux utilisateurs du réseau des informations dont ils ont besoin pour un accès efficace au réseau;

9° percevoir les recettes provenant de la gestion des congestions et les paiements effectués au titre mécanisme compensation entre gestionnaires de réseau de transport conformément à l’article 13 du règlement (CE) n° 714/2009;

10° octroyer et gérer l’accès des tiers au réseau de transport et préciser les motifs de refus d’un tel accès;

11° publier les normes de planification, d’exploitation et de sécurité utilisées, en ce compris un plan général pour le calcul de la capacité totale de transfert et de la marge de fiabilité partir caractéristiques électriques et physiques du réseau;

12° définir et publier les procédures de restrictions des transactions pouvant être appliquées de manière non discriminatoire en cas de situations d’urgence, ainsi que les méthodes d’indemnisation, en ce compris les concepts et méthodes de base permettant de déterminer les responsabilités en cas de manquement ces obligations, éventuellement applicables en cas de telles restrictions;

ns et, ne [8 ril ge rs ld n, 13° publier toutes données utiles ayant trait à la disponibilité, à l’accessibilité et à l’utilisation du réseau, comprenant un rapport sur les lieux et les causes de congestion, ainsi que sur les méthodes appliquées pour gérer la congestion et sur les projets concernant sa gestion future;

14° publier une description générale de la méthode de gestion de la congestion appliquée dans différentes circonstances maximaliser la capacité disponible sur le marché, ainsi qu’un plan général de calcul de la capacité d’interconnexion pour les différentes échéances, basé sur les caractéristiques électriques et physiques du réseau;

15° établir, au plus tard dans les dix-huit mois suivant la publication de la loi du [8 janvier 2012] portant modification de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité et de la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations, un rapport en étapes sur les conditions nécessaires pour assurer l’équilibre de la zone de réglage.

Après concertation avec acteurs marché concernés, gestionnaire du réseau adresse ce rapport, dans lequel sont déterminées explicitement les conditions de faisabilité préalables à la mise sur pied de la plateforme visée au point 2° à la Fédération belge des entreprises électriques et gazières, à la commission et au ministre.

16° veiller à ce que lorsque leurs clients finals raccordés au réseau de transport ou à une ligne directe souhaitent changer de fournisseur, sans remettre en cause et en respectant la durée et les modalités de leurs contrats, ce changement soit effectué dans un délai de maximum trois semaines.]

n. g, én n; [§ 1erbis. Dans le cadre des tâches visées au § 1er, le gestionnaire du réseau s’emploie en premier lieu à faciliter l’intégration du marché. À cette fin, le gestionnaire du réseau veille à se coordonner avec les gestionnaires de réseau de transport voisins d’Europe du nord-ouest, à savoir les Pays-Bas, le Luxembourg, la France et l’Allemagne, ainsi qu’avec d’autres gestionnaires de réseau européen pertinents, pour la mise en œuvre d’une méthode et d’une procédure commune coordonnée de gestion de la congestion pour les attributions de capacités ayant leur échéance à un an, à un mois et à un jour.

Le gestionnaire du réseau veille à ce que cette coordination porte sur toutes les étapes du processus, depuis le calcul des capacités et l’optimisation de l’attribution jusqu’à l’exploitation sûre du réseau, avec une répartition précise des responsabilités, et à ce qu’elle comprenne notamment:

a) l’utilisation d’un modèle de transport commun permettant de gérer efficacement les flux de bouclage physiques interdépendants et tenant compte des écarts entre les flux physiques et les flux commerciaux;

b) l’attribution et la réservation de capacités dans l’optique d’une gestion efficace des flux de bouclage physiques interdépendants;

c) des obligations identiques, pour les détenteurs de capacités, en matière de fourniture d’informations sur l’utilisation qu’ils projettent de faire des capacités qui leur sont attribuées, c’est-à-dire la réservation des capacités (pour les ventes aux enchères explicites); d) des échéances et des dates de clôture identiques; e) une structure identique pour l’attribution des capacités entre les différentes échéances et en termes de blocs de capacité vendus (quantité d’électricité exprimée en MW, MWh, etc.);

is ag t, ek el s, f) un cadre contractuel cohérent avec les opérateurs du marché; g) la vérification des flux pour assurer le respect des exigences de sécurité du réseau à des fins planification opérationnelle d’exploitation en temps réel; h) le traitement comptable et la liquidation des mesures de gestion de la congestion.

Le gestionnaire du réseau publie également toutes les données utiles concernant les échanges transfrontaliers sur la base des meilleures prévisions possibles et de toutes données utiles communiquées opérateurs du marché. Le gestionnaire du réseau publie au moins les données suivantes:

a) chaque année: des informations sur l’évolution à long terme du réseau et son incidence sur la capacité de transport transfrontalier; b) chaque mois: les prévisions à un mois et à un an des capacités de transport à la disposition du marché, en tenant compte de toutes les informations utiles dont le gestionnaire du réseau dispose au moment du calcul des prévisions (par exemple, l’effet des saisons sur la capacité des lignes, les activités d’entretien sur le réseau, la disponibilité des unités de production, etc.);

c) chaque semaine: les prévisions à une semaine des capacités de transport à la disposition du marché, en tenant compte de toutes dont gestionnaire du réseau dispose au moment du calcul des prévisions, telles que les prévisions météorologiques, la planification des travaux d’entretien du réseau, la disponibilité des unités de production, etc.;

d) chaque jour: les capacités de transport à un jour et intrajournalières à la disposition du marché pour chaque unité de temps du marché, en tenant compte de l’ensemble des réservations à un jour sur une base nette, des

of st W. r. 3, programmes de production à un jour, des prévisions concernant la demande et de la planification des travaux d’entretien du réseau;

e) la capacité totale déjà attribuée, par unité de temps du marché, et toutes les conditions utiles dans lesquelles cette capacité peut être utilisée (par exemple, le prix d’équilibre des ventes enchères, obligations concernant les modalités d’utilisation des capacités, etc.), afin de déterminer les éventuelles capacités restantes;

f) les capacités attribuées, le plus tôt possible après chaque attribution, qu’une indication des prix payés; g) la capacité totale utilisée, par unité de temps marché, immédiatement réservation; h) quasiment en temps réel: les flux commerciaux et physiques réalisés, sur une base agrégée, par unité de temps du marché, comprenant une description des effets des mesures correctives éventuelles prises par le gestionnaire du réseau (par exemple, la restriction des transactions) pour résoudre les problèmes de réseau ou de système;

i) les informations ex-ante relatives aux indisponibilités prévues et les informations expost pour le jour précédent relatives aux indisponibilités prévues et imprévues des unités de production d’une capacité supérieure à 100 MW.

Le gestionnaire du réseau coopère dans l’exercice de ses missions avec l’ACER, à la demande de cette dernière. Il coopère également avec le réseau européen de gestionnaires de réseau de transport de l’électricité pour l’élaboration des codes de réseau et les autres tâches visées à l’article 8 du Règlement (CE) n° 714/2009 et conformément à l’article 12, § 3 du même Règlement.]

ch eg ks og § 2. [Le gestionnaire du réseau peut, conformément à son objet social, exercer, sur le territoire belge ou hors de celui-ci, toute autre activité, sans préjudice des dispositions de l’article 9, § 1er. Sous réserve d’une concertation avec les Régions, le gestionnaire du réseau peut exploiter un réseau combiné de transport et de distribution et ainsi exercer des activités consistant notamment en des services pour l’exploitation, l’entretien, l’amélioration, le renouvellement, l’extension et/ou la gestion de réseaux de transport local, régional et/ou de distribution d’un niveau de tension de 30 kV à 70 kV.

Il peut exercer ces activités, y compris commerciales, directement ou au travers de prises de participation dans des organismes, sociétés ou associations publics ou privés, existant ou à créer.

Ces activités ne peuvent être exercées, directement ou au travers de prises de participation, que si elles n’ont pas d’influence négative sur l’indépendance du gestionnaire du réseau ou sur l’accomplissement des tâches qui lui sont confiées par la loi.]

[Le gestionnaire du réseau communique ces activités, exercées directement ou au travers de prises de participation, ainsi que chaque modification y afférente, à la commission.]

Les activités visées au présent paragraphe font l'objet d'une comptabilisation séparée conformément à l'article 22.

[Le gestionnaire du réseau établit des règles d’engagements qui contiennent les mesures prises pour que toute pratique discriminatoire soit exclue et veille à ce que son application fasse l’objet d’un suivi approprié. Ces règles énumèrent spécifiques imposées aux membres du personnel pour que cet objectif soit atteint. Une personne responsable du suivi des règles d’engagements au sein du gestionnaire du réseau dresse annuellement à l’intention de la commission un rapport décrivant les mesures prises. Ce

dt rapport est publié par le gestionnaire du réseau.]

Art. 12. § 5. La commission établit la

méthodologie tarifaire dans le respect des lignes directrices suivantes: rt m gt 1° méthodologie tarifaire doit être exhaustive et transparente, de manière à permettre au gestionnaire du réseau d’établir sa proposition tarifaire sur cette seule base. Elle comprend les éléments qui doivent obligatoirement figurer dans la proposition tarifaire. Elle définit les modèles de rapport à utiliser par le gestionnaire du réseau;

2° la méthodologie tarifaire doit permettre de couvrir de manière efficiente l’ensemble des coûts nécessaires ou efficaces pour l’exécution des obligations légales ou réglementaires qui incombent au gestionnaire du réseau ainsi que pour l’exercice de son activité de gestion de réseau de transport ou de réseaux ayant une fonction de transport;

3° la méthodologie tarifaire fixe le nombre d’années de la période régulatoire débutant au 1er janvier. Les tarifs annuels qui en résultent sont déterminés application méthodologie tarifaire applicable pour cette période;

4° la méthodologie tarifaire permet le équilibré transport et des réseaux ayant une fonction de transport, conformément développement du gestionnaire du réseau visé à l’article 13 et aux plans d’investissement tels qu’approuvés le cas échéant par les autorités compétentes;

5° les éventuels critères de rejet de certains coûts non-discriminatoires transparents;

6° les tarifs sont non discriminatoires et proportionnés. Ils respectent une allocation transparente des coûts;

k, gd ar 7° la structure des tarifs favorise l’utilisation rationnelle de l’énergie et des infrastructures;

8° les différents tarifs sont uniformes sur le territoire desservi par le réseau du gestionnaire du réseau;

9° la rémunération normale des capitaux investis dans les actifs régulés doit permettre au gestionnaire du réseau de réaliser les investissements nécessaires à l’exercice de ses missions.

En cas de différence de traitement des capitaux, ou des durées d’amortissement entre gestionnaires du réseau, la différence est dûment motivée par la commission;

10° compensation déséquilibres de la zone de réglage belge sont assurés de la manière la plus efficace en termes de coûts et fournissent aux utilisateurs du réseau des éléments d’incitation appropriés pour qu’ils équilibrent leur injection et leur prélèvement. Les tarifs associés à ces services sont équitables, non discriminatoires et fondés sur des critères objectifs;

11° les coûts nets des missions de service public imposées par la présente loi, le décret ou l’ordonnance et leurs arrêtés d’exécution, sont pris en compte dans les tarifs de manière transparente discriminatoire, conformément aux dispositions législatives et réglementaires applicables;

12° les impôts, ainsi que les taxes et contributions de toute nature, et les surcharges imposées par la présente loi et ses arrêtés d’exécution, le décret ou l’ordonnance et de leurs arrêtés d’exécution sont ajoutés aux tarifs manière discriminatoire, en tenant compte dispositions législatives

dt 13° les achats de biens et de services réalisés dans le respect de la législation sur les marchés publics sont réputés réalisés au prix du marché, sous réserve, le cas échéant, du pouvoir d’appréciation de la commission et moyennant le respect, pour les services auxiliaires, des dispositions de l’article 12quinquies;

14° la méthodologie détermine les modalités d’intégration et de contrôle des coûts échoués constitués par les charges de pension complémentaire ou de pension du secteur public non capitalisées, versées à des agents ayant presté une activité régulée de transport ou à vocation de transport d’électricité, dues pour les années antérieures à la libéralisation en vertu des statuts, de conventions collectives travail ou conventions suffisamment formalisées, approuvés avant le 30 avril 1999, ou versées à leurs ayants droits ou remboursées à leur employeur par un gestionnaire du réseau, qui peuvent être intégrés dans les tarifs;

15° les soldes ainsi que leurs répartitions sur les périodes régulatoires suivantes déterminés de manière transparente et non discriminatoire;

16° les différences objectives existant entre gestionnaires du réseau de transport et qui ne peuvent être éliminées à l’initiative du gestionnaire du réseau sont prises en compte.

Toute décision utilisant des techniques de comparaison intègre des paramètres qualitatifs et est basée sur des données homogènes, transparentes, fi ables publiées intégralement communicables motivation de la décision de la commission.

Le caractère raisonnable des coûts est apprécié par comparaison avec les coûts correspondants d’entreprises ayant des activités similaires dans des conditions analogues, en tenant compte

’s notamment des spécificités réglementaires ou régulatoires existant dans les comparaisons internationales effectuées;

17° les tarifs pour l’utilisation du réseau de transport ou des réseaux ayant une fonction de applicables unités production peuvent être différenciés selon la technologie de ces unités et leur date de mise en service. Ces tarifs sont déterminés en tenant compte de tout critère considéré comme pertinent commission, tel benchmarking avec les pays voisins, afin de ne pas mettre péril d’approvisionnement du pays par une baisse de compétitivité des unités de production concernées. Dans la proposition tarifaire accompagnée du budget visée au § 8, le gestionnaire motive différenciations;

18° les efforts de productivité éventuellement imposés au gestionnaire du réseau ne peuvent mettre en péril, à court ou à long terme, la sécurité des personnes ou des biens ni la continuité de la fourniture;

19° la subsidiation croisée entre activités régulées et non régulées n’est pas autorisée;

20° les tarifs encouragent le gestionnaire du réseau à améliorer les performances, à favoriser l’intégration du marché et la sécurité de l’approvisionnement ainsi qu’à mener la recherche et le développement nécessaires à ses activités;

21° les tarifs pour l’électricité de secours pour les installations de cogénération de qualité raccordées au réseau de transport ou aux réseaux ayant une fonction de transport figurent parmi les tarifs des services auxiliaires. Ces tarifs sont principalement fonction de la consommation d’électricité pour les besoins de

ds zo we secours et d’entretien des installations de cogénération;

22° Pour les extensions d’installations ou les nouvelles installations reconnues comme d’intérêt national ou européen, la méthodologie tarifaire visée au § 2 peut prévoir des matière rémunération des capitaux nécessaires à leur financement plus favorables que rémunération normale des capitaux visée au § 5, 9°, ainsi qu’en matière de couverture des coûts en vue de favoriser leur réalisation et de manière à permettre leur développement à long terme.

Sont reconnus comme étant d’intérêt national ou européen, les investissements réalisés par le gestionnaire du réseau qui contribuent à la sécurité d’approvisionnement du pays et/ou à l’optimalisation fonctionnement interconnections transfrontalières, ce compris l’installation transformateurs déphaseurs, facilitant ainsi le développement du marché intérieur national et européen ou qui contribuent à l’accueil national de la production à partir de sources d’énergie renouvelables qu’elle soit raccordée directement au réseau de transport ou indirectement via les réseaux de distribution.

Les investissements d’intérêt national ou européen portent sur les installations qui :

- renforcent des liaisons existantes ou créent de nouvelles liaisons du réseau gère par le gestionnaire du réseau utilisant la technologie du courant continu (DC); de nouvelles liaisons gérées par le gestionnaire du réseau situées dans les espaces marins sur lesquels la Belgique exerce sa juridiction;

- renforcent des interconnexions existantes ou créent interconnexions transfrontalières ou résultent de l’extension de capacité de ces interconnexions;

23° les coûts visés aux points 11°, 12° et 14°, les charges financières, les coûts des services auxiliaires ainsi que les coûts autres que ceux visés au § 2 (ii) ne sont pas soumis à une régulation incitative;

24° les tarifs visent à offrir un juste équilibre entre la qualité des services prestés et les prix supportés par les clients finals.

[25° les tarifs ne contiennent aucune incitation préjudiciable à l’efficacité globale du marché et du système électrique (y compris l’efficacité énergétique) ou qui peuvent faire obstacle à la participation effacements consommation, aux marchés d’ajustement et à la fourniture de services auxiliaires. Les tarifs visent à améliorer l’efficacité en ce qui concerne tant la conception que l’exploitation des infrastructures et encouragent les fournisseurs à améliorer la participation du client final à l’efficacité globale système électrique, y l’effacement de la consommation.] 26° […] 27° Pour les installations de stockage raccordées transport ou aux réseaux ayant une fonction de transport, la méthodologie tarifaire contient des incitants qui encouragent le stockage façon discriminatoire et proportionnelle.

Pour ce faire, un régime tarifaire distinct pour le stockage d’électricité peut être déterminé par la Commission. La commission peut contrôler les coûts du gestionnaire du réseau sur la base des dispositions législatives et réglementaires applicables.

Art. 12quinquies. § 1er. Les prix proposés par

les prestataires des services auxiliaires sur le nzake de MOG), Parlementair Document 54K2489, dat van de elektriciteitswet.

zit nt r, kt, elt réseau de suffisamment attractifs pour garantir à court et à long terme leur fourniture au gestionnaire du réseau. Le gestionnaire du réseau se procure ces services auxiliaires selon des procédures transparentes, non discriminatoires et reposant sur les règles de marché. Pour l’élaboration des procédures relatives aux services auxiliaires fournis par les utilisateurs du réseau de distribution, le gestionnaire de réseau met tout en œuvre pour collaborer avec les gestionnaires de réseau de distribution.

Le gestionnaire du réseau informe annuellement la commission et le ministre, sur la base d’un rapport comprenant des pièces justificatives, sur les prix qui lui sont offerts pour la fourniture des services auxiliaires et sur les actions qu’il a entreprises, en application de l’article 234 de l’arrêté royal du 27 juin 2001 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l’électricité et l’accès à celui-ci.

Il y intègre, le cas échéant, une proposition de valorisation des prestations de services auxiliaires qu’il effectue au travers des moyens de production qu’il détiendrait en vertu de l’article 9, § 1er. Cette valorisation démontre l’impact positif en termes de tarifs et de volumes de telles prestations de services auxiliaires.

Sur la base du rapport du gestionnaire du réseau, la commission établit, en application de l’article 4 de l’arrêté royal du 11 octobre 2002 relatif aux obligations de service public dans le marché de l’électricité, un rapport indiquant expressément et de façon motivée si les prix offerts pour la fourniture des services auxiliaires sont manifestement déraisonnables ou non. Le rapport motivé est communiqué au ministre et au gestionnaire du réseau dans les 60 jours ouvrables suivant la réception du rapport visé à l’alinéa 1er.

Lorsque le rapport de la commission constate prix manifestement déraisonnables demande gestionnaire du réseau, le Roi peut, après avis

ee de la commission et sur proposition du ministre, nom imposer une décision contraignante une obligation de service public qui couvre le volume et les prix des services auxiliaires des producteurs sur la zone de réglage belge. La commission tient compte de cette décision pour l’approbation des tarifs du gestionnaire du réseau. La mesure ne peut excéder une durée de deux ans, moyennant un rapport annuel de la § 2.

Les tranches de production d’électricité auxquelles peut faire appel le gestionnaire du réseau pour constituer les services auxiliaires nécessaires à l’exécution de ses missions sont fixées par bloc d’1 MW pour les réserves primaire, secondaire et tertiaire. CHAPITRE IVbis. – Gestion de la demande

Art. 19bis. § 1er. Sans préjudice des

prescriptions techniques imposées par les autorités compétentes, tout client final a le droit de valoriser sa flexibilité de la demande et peut, à ce titre, recourir à son fournisseur ou à tout opérateur de service de flexibilité de rij Tout client final est propriétaire de ses données de mesure. Il doit pouvoir en disposer dans des délais compatibles avec les processus de valorisation de la flexibilité et peut librement y donner accès aux personnes de son choix.

Tout opérateur de service de flexibilité est tenu de confier à un responsable d’équilibre la responsabilité de l’équilibre de la flexibilité

§ 2. Sur proposition du gestionnaire du réseau, la Commission fixe après concertation avec les autorités régionales compétentes, les règles organisant le transfert de l’énergie par l’intermédiaire d’un opérateur de service de

flexibilité. La proposition du gestionnaire du réseau est formulée après consultation des acteurs du marché. Au sens du présent chapitre, on entend par transfert d’énergie activation flexibilité de la demande impliquant un fournisseur et un opérateur de service de flexibilité ayant un responsable d’équilibre distinct et/ou un opérateur de service de flexibilité distinct du fournisseur.

kt Les règles visées à l’alinéa 1er s’appliquent au marché à un jour, au marché intra-journalier, au marché de la réserve stratégique et au marché de la compensation des déséquilibres quart-horaires, à l’exception du marché de l’activation du réglage primaire de la fréquence. Elles déterminent notamment : et 1° les principes de détermination du volume de flexibilité activé ;

2° les principes de correction du déséquilibre quart-horaire né de l’activation de la flexibilité de la demande par un opérateur de service de flexibilité ;

3° les échanges d’informations et données nécessaires à la mise en œuvre du transfert d’énergie ; § 3. Après consultation des acteurs de marché, la Commission fixe :

1° les règles à suivre en matière de rémunération de l’énergie transférée ;

2° nonobstant l’article V.2 du Code de droit économique, formules détermination du prix de transfert par défaut ; contractuelles à obtenir de l’opérateur de service de flexibilité. § 4. Si la négociation commerciale entre les acteurs du marché n’aboutit pas, et après consultation de ces derniers, la CREG applique la ou les formules de détermination du prix de transfert par défaut. e. § 5. La Commission établit un modèle de clauses standards l’opérateur de service de flexibilité et le fournisseur à défaut d’accord sur les

Art. 19ter. § 1er. Le gestionnaire du réseau est

chargé de la gestion des données de flexibilité, pour ce qui concerne la valorisation de la flexibilité de la demande entraînant un transfert d’énergie visé à l’article 19bis. À cet effet, il est notamment chargé des tâches suivantes, dans le respect des dispositions du règlement technique :

1° collecter, vérifier, traiter et transmettre les informations nécessaires au calcul du volume de flexibilité de la demande impliquant un transfert d’énergie, tout en assurant leur confidentialité ;

2° assurer un suivi et un monitoring régulier du marché, ainsi qu’informer la Commission de tout indice éventuel de manipulation influençant la détermination des volumes activés flexibilité impliquant un transfert d’énergie.

§ 2. Pour ce qui concerne le traitement des données de flexibilité relatives aux clients finals raccordés aux réseaux de distribution, le gestionnaire du réseau, s’accorde , avec les

personnes qui sont chargées par les autorités régionales compétentes de la gestion des données de flexibilité et des données de comptage et de sous-comptage de ces clients § 3. Les coûts additionnels liés à l’exercice, par le gestionnaire du réseau, des missions visées aux paragraphes précédents , y compris les coûts d’un éventuel contrôle externe qui serait établi en application de l’article 23, § 2, alinéa 2, 13°, sont couverts par des mécanismes régulatoires appropriés prévus dans la méthodologie tarifaire visée à l’article 12. ».

§ 5. ef

Art. 21bis. [1er. Une « cotisation fédérale » est

prélevée en vue du financement de certaines obligations de service public et des coûts liés à la régulation et au contrôle du marché de l'électricité. La cotisation fédérale est due par les clients finals établis sur le territoire belge, sur chaque kWh qu'ils prélèvent du réseau pour leur usage propre. […] Le gestionnaire du réseau est chargé de la perception de la cotisation fédérale sans application des mesures d'exonération visée au § 1erbis et de dégressivité visée aux § 2 et 5.

A cet effet, il facture la surcharge aux titulaires d'un contrat d'accès et aux gestionnaires de réseau de distribution. Au cas où les titulaires d'un contrat d'accès et/ou les gestionnaires de réseau de distribution ne consomment pas euxmêmes les kWh prélevés du réseau, ils peuvent facturer la cotisation fédérale à leurs propres clients, jusqu'au moment où cette surcharge est finalement facturée à celui qui a consommé les kWh pour son usage propre.] Le produit de cette cotisation fédérale est destiné :

1° au financement des obligations résultant de la dénucléarisation des sites nucléaires BP1 et BP2 [(l’ancienne usine pilote de retraitement Eurochemic passif BP1; l’ancien département Déchets du Centre d’Étude de l’Énergie Nucléaire ou passif BP2) à Mol-Dessel

af ot et du quart de la dénucléarisation du réacteur BR3 au passif technique du Centre d’Étude de l’Énergie Nucléaire à Mol, ainsi que du traitement, conditionnement, l’entreposage et du stockage des déchets radioactifs accumulés, y compris les déchets radioactifs résultant des dénucléarisations citées, résultant des activités nucléaires aux sites et réacteur cités. L’intervention de la cotisation fédérale dans le quart du coût de démantèlement réacteur BR3 uniquement due à partir de l’année où un déficit de financement risque de survenir pour le passif technique du SCK.CEN.

L’intervention de la cotisation fédérale dans ce passif ne fait pas partie de l’équilibre régional visé au quatrième alinéa de l’article 9 de l’arrêté royal du 16 octobre 1991 portant les règles relatives au contrôle et au mode de subvention du Centre d’Études de l’Énergie nucléaire et modifiant les statuts de ce Centre] ;

2° au financement partiel des frais de fonctionnement de la commission visés à l'article 25, § 3, et ceci nonobstant les autres dispositions de l'article 25, § 3 [et pour le financement des frais du service de médiation pour l’énergie, visés à l’article 27, perçues en 2005 par la commission en application de l’article 21ter, § 1er et qui sont versées dans un fonds géré par le service de médiation pour l’énergie, conformément à l’article 21ter, § 1er, 6°] ;

3° au financement partiel de la mise en oeuvre des mesures d'accompagnement et d'aide sociale financière en matière d'énergie prévues dans la loi du 4 septembre 2002 visant à confier aux centres publics d'aide sociale la mission de guidance et d'aide sociale financière dans le cadre de la fourniture d'énergie aux personnes les plus démunies;

4° au financement de la politique fédérale de réduction des émissions de gaz à effet de serre vue respect engagements internationaux de la Belgique en matière de

, protection l'environnement développement durable;

5° au financement du coût net réel résultant de l'application des prix maximaux pour la fourniture d'électricité aux clients protégés résidentiels, tel que déterminé à l'article 20, § 2.

6° […] § 1erbis. […] . § 1erbis. L’électricité prélevée du réseau en vue d’alimenter une installation de stockage d’électricité est exonérée de la cotisation

§ 2. Lorsque une quantité supérieure à 20 MWh/an fournie site consommation pour usage professionnel, à partir de l'année 2006 la cotisation fédérale applicable à ces clients finals est diminuée, sur base de leur consommation annuelle, comme suit [par les fournisseurs et les titulaires d’un contrat d’accès] :

1° pour la tranche de consommation entre 20 MWh/an et 50 MWh/an : de 15 pourcent;

2° pour la tranche de consommation entre 50 MWh/an et 1 000 MWh/an : de 20 pourcent;

3° pour la tranche de consommation entre 1 000 MWh/an et 25 000 MWh/an : de 25 pourcent;

4° tranche consommation [supérieure à] 25 000 MWh/an […] : de 45 pourcent. […] Par site de consommation et par an […] la cotisation fédérale [facturée fournisseurs et les titulaires d’un contrat d’accès] pour ce site de consommation s'élève à 250 000 euros au maximum. Les diminutions visées aux alinéas 1er et 2 valent pour l'électricité prélevée par tous les clients finals sauf ceux qui n'ont pas souscrit aux accords de branches ou « convenant » auxquels ils peuvent souscrire.

Lorsqu'il s'avère qu'une entreprise, qui a conclu un accord de branche ou convenant et qui bénéficie de la dégressivité suite à sa déclaration du respect de celui-ci, ne respecte

ft, ijf j) pas les obligations de cet accord de branche ou « convenant » comme prévues par les Régions, celle-ci est tenue de rembourser à la commission les sommes n'ayant pas été payées par l'application indue de la dégressivité. De plus elle perd le droit à la dégressivité pour l'année suivante.

§ 3. Afin de couvrir le montant total résultant de l'application des diminutions de la cotisation fédérale visées au § 2, les éléments suivants sont affectées aux fonds visées à l'article 21ter, § 1er :

1° les recettes résultant de l'augmentation du droit d'accise spécial fixé à l'article 419, point e) i) et point f) i) de la loi-programme du 27 décembre 2004 pour le gasoil des codes NC 2710 19 41, 2710 19 45 et 2710 19 49, à concurrence d'un montant de 7 euros par 1 000 litres à 15°, lorsque cette augmentation est effectuée conformément à la procédure prévue à l'article 420, § 3, b), de la même loi;

2° si le total des sommes provenant du 1° du présent alinéa ne suffit pas pour couvrir le montant total des diminutions, il est affecté en complément une partie des recettes résultant du droit d'accise spécial fixé à l'article 419, point j) de la loi programme du 27 décembre 2004 pour la houille, coke et lignite des codes NC 2701, 2702 et 2704;

3° si le total des sommes provenant des 1° et 2° du présent alinéa ne suffit pas pour couvrir le complément une partie du produit de l'impôt des sociétés.

[Pour l'année 2009, afin de couvrir le montant total résultant de l'application des diminutions de la cotisation fédérale visées au § 2, sont affectées également aux fonds visés à l'article 21ter, § 1er, les sommes, 2.650.000 euros provenant du fonds de roulement de la SA Belgoprocess et 3.000.000 euros du fonds pour le passif BP1/BP2] .

e I ad

Les codes de la nomenclature combinée visée dans le présent article sont ceux figurant dans le règlement CEE n° 2031/2001 de la Commission européenne du 6 août 2001 modifiant l'annexe Ire du règlement CEE n° 2658/87 du Conseil relatif à la nomenclature tarifaire et statistique et aux tarifs douaniers communs.

§ 4. […] [§ 5. Pour les consommations à partir du 1er janvier 2009 jusqu'au 31 décembre 2009, la cotisation fédérale applicable aux clients finals bénéficiant de la dégressivité est diminuée, sur base de leur consommation annuelle, par les fournisseurs et les titulaires d'un contrat d'accès : MWh/an et 50 MWh/an : de 20 %; MWh/an et 1 000 MWh/an : de 25 %; 000 MWh/an et 25 000 MWh/an : de 30 %;

4° pour la tranche de consommation entre 25 000 Wh/an et 250 000 MWh/an : de 55 %. Lorsque par site de consommation et sur base annuelle, une quantité supérieure à 250 000 MWh est fournie à un client final, la cotisation fédérale, facturée par les fournisseurs et les titulaires d'un contrat d'accès, pour ce site de consommation s'élève à 200.000 euros au maximum] . § 6. Le Roi peut adapter les pourcentages visés au § 2 par arrêté délibéré en Conseil des Ministres et après avis de la commission.

Tout arrêté pris dans ce but est censé ne jamais avoir produit d'effets s'il n'a pas été confirmé par la loi dans les douze mois de sa date d'entrée en vigueur.] st.]

Art. 23. § 1er. [Il est créé une commission de

régulation de l’électricité et du gaz, en allemand « Elektrizitäts- und Gasregulierungskommission » et en abrégé « CREG ».] La commission est un organisme autonome ayant

else p, G) la personnalité juridique et ayant son siège l'arrondissement administratif Bruxelles-Capitale. [La commission prend toutes les mesures raisonnables pour atteindre les objectifs suivants dans le cadre de ses missions énumérées à l’article 23, § 2, en étroite concertation, le cas échéant, avec les autres autorités fédérales concernées, y compris [l’Autorité belge de la concurrence] , et sans préjudice de leurs compétences :

1° promouvoir, en étroite collaboration avec l’ACER, Commission européenne, autorités de régulation des Régions et des autres Etats membres, un marché intérieur de l’électricité concurrentiel, sûr et durable pour l’environnement au sein de la Communauté européenne, et une ouverture effective du marché pour l’ensemble des clients et des fournisseurs de la Communauté européenne, et garantir des conditions appropriées pour que les réseaux d’électricité fonctionnent de manière effective et fiable, en tenant compte d’objectifs à long terme;

2° développer un marché entre les régions de la Communauté européenne définies par l’article 12, § 3, du Règlement (CE) n° 714/2009, concurrentiel et fonctionnant correctement au sein de la Communauté européenne, en vue de la réalisation des objectifs visés au point 1°;

3° supprimer les entraves au commerce de l’électricité entre Etats membres, notamment en mettant en place des capacités de transport transfrontalier suffisantes pour répondre à la renforcer l’intégration marchés des différents Etats membres, ce qui devrait permettre à l’électricité de mieux circuler dans l’ensemble de la Communauté européenne;

4° contribuer à assurer, de la manière la plus avantageuse par rapport au coût, la mise en place de réseaux non discriminatoires qui soient sûrs, fiables, performants et axés sur les

clients finals, et promouvoir l’adéquation des réseaux et, conformément aux objectifs généraux de politique énergétique, l’efficacité énergétique ainsi que l’intégration de la production d’électricité, à grande ou à petite échelle, sources renouvelables;

5° faciliter l’accès au réseau des nouvelles capacités de production, notamment en supprimant les obstacles qui pourraient empêcher l’arrivée de nouveaux venus sur le marché et l’intégration de la production d’électricité à partir de sources d’énergie [5° bis encourager les ressources portant sur la demande, telles que les effacements de consommation, à participer au marché de gros au même titre que les ressources portant sur l’offre;] 6° faire en sorte que le gestionnaire du réseau et les utilisateurs du réseau reçoivent des incitations suffisantes, tant à court terme qu’à long terme, pour améliorer les performances des réseaux et favoriser l’intégration du 7° assurer que les clients […] bénéficient du efficace promouvoir une concurrence effective ainsi que contribuer à garantir la protection des consommateurs;

8° contribuer à assurer un service public et universel de grande qualité dans le secteur de la fourniture d’électricité et contribuer à la protection des clients vulnérables et à la compatibilité des mécanismes nécessaires d’échange de données pour permettre aux clients raccordés au réseau de transport de changer de fournisseur.]

§ 2. La commission est investie d'une mission de conseil auprès des autorités publiques en ce qui concerne l'organisation 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. [La commission veille dans ce cadre à préserver la confidentialité des données commercialement sensibles et/ou à caractère personnel et s’abstient dès lors de les publier ;] 3° [surveille la transparence et la concurrence sur le marché de l’électricité conformément à l’article 23bis ;]

3°bis [apprécie le caractère objectivement justifié de la relation entre les prix et les coûts d'entreprise visée à l'article 23ter] [surveille contrôle échanges commerciaux de produits énergétiques de gros Règlement (UE) n° 1227/2011, dans le respect des compétences respectives l'Autorité belge concurrence, et de la FSMA] ;

5° [surveille le degré de transparence, y compris des prix de gros, et veille au respect des obligations de transparence par les entreprises d’électricité] ;

6° [formule des avis sur] les demandes d'autorisation construction production d'électricité et de nouvelles lignes directes en vertu des articles 4 et 17 […] ;

7° [définit en concertation avec le gestionnaire du réseau et publie sur son site Internet les normes et exigences en matière de qualité de service et de fourniture en tenant compte des moyens octroyés via mécanismes tarifaires;] 8° [contrôle le respect par le gestionnaire du réseau et les entreprises d’électricité des obligations qui leur incombent en vertu de la présente loi et de ses arrêtés d’exécution, ainsi que des autres dispositions législatives et

1, ]; réglementaires applicables pour le marché de l’électricité, notamment en ce qui concerne les questions transfrontalières et les matières visées par le Règlement (CE) n° 714/2009;]

9° [contrôle l’application technique, approuve les documents visés par ce règlement, notamment en ce qui concerne les conditions de raccordement et d’accès au réseau de transport ainsi que les conditions de la responsabilité d’équilibre dans la zone de réglage, et évalue les performances passées des règles du règlement technique régissant la sécurité et la fiabilité du réseau de transport;]

10° [émet un avis sur le plan de développement et contrôle l'exécution de celui-ci] . [La commission analyse la cohérence de ce plan avec le plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté européenne visé à l’article 8, § 3, point b) du Règlement n° 714/2009. Le cas échéant, cette analyse peut comprendre des recommandations en vue de modifier le plan de développement établi par le gestionnaire du réseau.] ;

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 [ainsi que les fonds visés à l’article 21ter, §1er, 1° et 4°] °; [12°bis contrôle les mesures arrêtées en application de l'article 7;] 13° […] 13° contrôle l’exercice de la mission de gestion des données de flexibilité de la demande impliquant un transfert d’énergie par le gestionnaire du réseau, selon des critères et modalités fixés par la Commission.

e-, 14° [exerce les compétences tarifaires visées aux articles 12 à 12quinquies] ; [14°bis veille à ce que les tarifications 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, maximaux applicables à des clients finals [… ] ;] 15° contrôle [les comptes] des entreprises du secteur de l'électricité en vue notamment de vérifier 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 les activités de transport, de distribution et de fourniture] ;

17° exécute toutes autres missions lui confiées par des lois et règlements en matière d'organisation du marché […] de l'électricité ;

[18° vérifie l'absence de subsides croisés 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 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 intérêts essentiels consommateur et à l'exécution correcte des obligations de service public par les entreprises concernées] ; [21° surveille le niveau et l’efficacité atteints en termes d’ouverture concurrence pour les marchés de gros et de détail, y compris pour les bourses d’échanges

– ik d’électricité et surveille les distorsions ou restrictions de concurrence éventuelles, en communiquant toutes les informations utiles et en déférant les affaires qui le justifient[à l’Autorité belge de la concurrence] ;

22° surveille l’apparition pratiques contractuelles restrictives, y compris des clauses d’exclusivité, qui peuvent empêcher les clients non résidentiels raccordés au réseau de transport de passer contrat simultanément avec plus d’un fournisseur ou qui pourraient limiter leur choix en la matière et, le cas échéant, informer [l’Autorité belge de la concurrence] de ces pratiques;

23° surveille le temps pris par le gestionnaire du réseau pour effectuer les raccordements et réparations;

24° contribue à garantir, en collaboration avec autres autorités compétentes, l’effectivité et la mise en œuvre des mesures de protection des clients finals;

25° garantit l’accès consommation des clients finals raccordés au réseau de transport et la mise à disposition, en utilisation facultative, méthode facilement compréhensible présentation harmonisée des données de consommation et l’accès rapide de tous les clients finals raccordés au réseau de transport à ces données afin que ceux-ci puissent disposer gratuitement de leurs données de consommation et donner accès à leurs relevés de consommation, par accord exprès et gratuitement, à toute entreprise enregistrée en tant que fournisseur;

26° surveille la mise en œuvre des règles relatives aux fonctions et responsabilités du gestionnaire du réseau, des fournisseurs, des clients finals et autres acteurs du marché (CE) 714/2009;

; 0, al, 27° surveille les investissements dans les capacités de production sous l’angle de la sécurité d’approvisionnement;

28° surveille la coopération technique entre les gestionnaires de réseau de transport de la Communauté européenne et des pays tiers;

29° surveille la mise en œuvre des mesures de sauvegarde prévues par l’article 32 et par le règlement technique;

30° contribue compatibilité mécanismes d’échange de données relatives aux principales opérations de marché sur le plan régional, tel que visé à l’article 12, § 3, du

31° certifie le gestionnaire du réseau, conformément aux dispositions des articles 10, §§ 2ter et 2quater. La commission assure le monitoring permanent du respect par le gestionnaire du réseau de ses obligations d’indépendance en vertu des articles 9 à 9ter et, le cas échéant, procède d’initiative à la procédure de certification. La commission peut exiger du gestionnaire du réseau et des entreprises actives dans la production et la fourniture d’électricité toutes informations utiles à ses tâches dans le cadre des procédures de certification prévues par l’article 10, §§ 2ter et quater.

La commission veille à préserver la confidentialité commercialement sensibles et/ou à caractère personnel;

32° à la demande de l’utilisateur d’un réseau fermé industriel, vérifie et approuve les tarifs appliqués dans le réseau fermé industriel ou la méthodologie de calcul de ces tarifs sur la base des critères fixés par l’article 18bis;

33° publie, une fois par an au moins, des recommandations sur la conformité des prix de fourniture avec les obligations de service public fixées par la présente loi et ses arrêtés d’exécution et les transmet, le cas échéant, [à

t. R; °;

34° veille à ce que, s’il y a lieu et en cas de refus d’accès, le gestionnaire du réseau fournisse des informations pertinentes sur les mesures nécessaires pour renforcer le réseau;

35° approuve, sur proposition du gestionnaire du réseau, les méthodes utilisées pour établir l’accès aux infrastructures transfrontalières, y compris les procédures d’attribution des capacités et de gestion de la congestion. Ces méthodes transparentes discriminatoires. La commission publie sur son site Internet les méthodes approuvées;

36° surveille la gestion de la congestion du interconnexions, et la mise en œuvre des règles de gestion de la congestion. La commission en informe la Direction générale de l’Energie. Le soumet commission, aux fins du présent point, son projet de règles de gestion de la congestion, en ce compris l’attribution de capacités. La commission peut lui demander, de façon motivée, de modifier ses règles dans le respect des règles de congestion fixées par les pays voisins dont l’interconnexion est concernée et en concertation avec l’ACER;

37° fixe des lignes directrices en matière d’échange de données et de règlement, de propriété des données et de responsabilités en matière de relevés;

38° approuve le plan général pour le calcul de la capacité totale de transfert et de la marge de réseau publié par le gestionnaire du réseau en application de l’article 8, § 1er, alinéa 3, 11°;

39° apprécie les concepts et méthodes de base permettant de déterminer les responsabilités en cas de manquement à des obligations liées à des restrictions des transactions, tels que définis et publiés par le gestionnaire du réseau en application de l’article 8, § 1er, alinéa 3, 12°;

40° apprécie le plan général de calcul de la échéances, basé sur les réalités électriques et physiques du réseau publié par le gestionnaire du réseau en application de l’article 8, § 1er, alinéa 3, 14°;

41° apprécie la façon dont le gestionnaire du réseau publie toutes les données utiles concernant les échanges transfrontaliers sur la base des meilleures prévisions possibles en application de l’article 8, § 1erbis, alinéa 3;

42° approuve les critères pour la coordination de l’appel des installations de production et l’utilisation gestionnaire du réseau, conformément à l’article 8, § 1er, alinéa 3, 5°;

43° établit un rapport pour les services auxiliaires, l’article 12quinquies;

44° octroie des dérogations pour les nouvelles interconnexions visées à l’article 17 du 45° pour autant que les dispositions régionales applicables mettent en œuvre un régime de réseau fermé de distribution, vérifie et approuve à la demande de l’utilisateur d’un réseau fermé de distribution raccordé à un réseau de distribution les tarifs ou la méthodologie de calcul des tarifs appliqués sur ce réseau fermé de distribution.] 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 19 et 32. […] ] [Dans l'exercice de ces missions de surveillance et de contrôle visées à l'alinéa 2, 4°, la commission coopère avec l'Autorité belge de la concurrence et la FSMA et échange et

2, : communique, le cas échéant réciproquement, l'information nécessaire et pertinente à la bonne exécution du Règlement (UE) n° 1227/2011 ou dans les cas prévus ou autorisés par ce Règlement. Lorsque la commission reçoit des informations en provenance d'autres autorités dans le cadre de l'exercice de ses missions de surveillance et de contrôle, elle assure le même niveau de confidentialité que celui exigé de l'autorité qui les fournit, sans préjudice de l'article 26, § 2, alinéa 1er.]

[§ 2bis. La commission motive et justifie pleinement ses décisions afin d’en permettre le contrôle juridictionnel.

Les modalités applicables pour ces motivations et justifications sont précisées dans le règlement d’ordre intérieur du comité de direction, eu égard notamment aux principes suivants : - la motivation reprend l’ensemble des éléments sur lesquels est basée la décision;

• les entreprises d’électricité ont la possibilité,
• la suite donnée à ces commentaires est

- les actes de portée individuelle ou collective adoptés en exécution de ses missions ainsi que tout acte préparatoire, rapport d’experts, commentaire des parties consultées y afférents sont publiés sur le site de la commission, dans le respect de la confidentialité des informations commercialement sensibles et/ou des données à caractère personnel.]

[§ 2ter. La commission respecte, dans le cadre de l’exercice de ses compétences, la liberté contractuelle en matière de contrats de fourniture interruptibles et de contrats à long

zij ft terme, dès lors qu’ils sont compatibles avec le droit communautaire et conformes aux politiques communautaires.]

[§ 3. La commission établit chaque année un rapport annuel qu’elle transmet avant le 1er mai de l’année suivant l’exercice concerné à la Le rapport annuel de la commission porte 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 et le rapport du réviseur d’entreprises;

3° l’évolution du marché de l’électricité;

4° les mesures prises et les résultats obtenus pour chacune des missions énumérées au § 2;

5° une analyse du plan de développement établi par le gestionnaire du réseau en application de l’article 13, du point de vue de sa cohérence avec le plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté européenne visé à l’article 8, § 3, point b), du Règlement (CE) n° 714/2009, ainsi que, le cas recommandations modification du plan de développement établi par le gestionnaire du réseau. La commission tient compte dans le cadre de cette analyse de l’étude prospective établie en application de l’article 3;

6° copie des décisions éventuellement prises pendant l’exercice concerné en matière de calcul tarifs application des articles 12 et 12bis.

La commission décrit dans son rapport la manière dont elle a atteint les objectifs formulés dans sa note de politique générale ainsi que dans les orientations générales édictées par le gouvernement. Elle explique, le cas échéant, les raisons pour lesquelles ces objectifs n’ont pas pu être atteints.

ei Dit té w Ce rapport est publié sur le site Internet de la copie également envoyée, pour information, au ministre.] [§ 3bis. La commission remet également à l’ACER et à la Commission européenne, avant le 1er mai de l’année suivant l’exercice concerné, un rapport annuel sur ses activités et l’exécution de ses missions. Ce rapport comprend les mesures prises et les résultats obtenus pour chacune des missions énumérées au § 2.

Ce rapport comprend également une analyse du plan de développement établi par le gestionnaire du réseau en application de l’article 13, du point de vue de sa cohérence visé à l’article 8, § 3, point b), du Règlement (CE) n° 714/2003, ainsi que, le cas échéant, des recommandations de modification du plan de développement établi par le gestionnaire du réseau. La commission tient compte, dans le cadre de cette analyse, de l’étude prospective établie en application de l’article 3.]

[§ 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 mandatés conformément à l'article 30bis.] [§ 5.

La commission veille à ce que son personnel et les personnes chargées de sa gestion: a) agissent indépendamment de tout intérêt commercial; b) ne sollicitent ni n’acceptent d’instructions directes d’aucun gouvernement ou autre entité publique ou privée dans l’exécution de leurs missions en application du § 2. Cette exigence est sans préjudice d’une étroite concertation,

le cas échéant, avec toutes autres autorités compétentes, ainsi que des orientations générales édictées par le gouvernement.] Centrale drukkerij – Imprimerie centrale