Les études réalisées par la CREG en 2018

• La rentabilité du gaz naturel utilisé en tant que carburant pour voitures

L’étude de la CREG sur la rentabilité du gaz naturel utilisé en tant que carburant (CNG ou compressed natural gas) pour voi-tures permet d’établir que le CNG constitue un carburant plus

écologique et plus économique par rapport aux carburants pétroliers.

Cette étude analyse les caractéristiques du CNG, les objec-tifs belges en matière de CNG à l’horizon 2020 ainsi que les mesures régionales de soutien. Elle se penche aussi sur les voitures et les stations-service CNG, la décomposition du prix à la pompe et l’impact potentiel sur les réseaux. Enfin, elle effectue une analyse coût-bénéfice entre les voitures CNG et les voitures équipées d’autres motorisations.

En termes économiques, le prix à la pompe du CNG exprimé en €/kg se révèle environ 25 % moins cher que le prix de l’es-sence et du diesel exprimé en €/litre. La différence en termes de coût du carburant par km est cependant plus importante encore, en raison du contenu énergétique supérieur d’un kilo de CNG par rapport à un litre de diesel ou d’essence⁹³.

• La méthode de facturation appliquée aux clients résidentiels

Il ressort d'une analyse de la CREG que les fournisseurs actifs sur le marché belge de l'énergie appliquent différentes mé-thodes de facturation à la composante « énergie » et aux ser-vices supplémentaires.

Afin d’améliorer la transparence pour le consommateur et le fournisseur, la CREG formule quatre recommandations : 1. Les consommateurs qui changent de fournisseur au cours

d’une année contractuelle paient parfois la redevance d’abonnement pour l’ensemble de l’année. D’autres four-nisseurs facturent la redevance au pro rata. Dans le cas d’une période de fourniture de 18 mois avec une redevance d’abonnement de 50 euros par an, la CREG observe une

90 Note (Z)1847 du 15 octobre 2018 relative au marché de gros belge en jour moins un pour l’électricité du 1^er au 7 octobre 2018, avec en particulier les résultats du marché pour le 3 octobre 2018.

différence de 25 euros entre ces deux méthodes. La CREG plaide pour une méthode où soit la redevance est facturée au pro rata sur toute la durée du contrat, soit la redevance est facturée de manière forfaitaire lors la première année contractuelle et au pro rata à partir de la deuxième année contractuelle. De cette manière, le fournisseur peut récupé-rer les coûts supportés pour un nouveau client.

2. Les coûts liés aux obligations de certificats (électricité verte et cogénération) sont facturés séparément par la plupart des fournisseurs. Souvent, ces coûts augmentent, voire doublent pendant la durée du contrat, et ce tant pour les contrats à prix fixe qu’à prix variable de l’énergie. La CREG recommande d’intégrer ces coûts liés aux obligations de certificats dans la composante de l’énergie. Dès le dé-part, le consommateur est ainsi assuré des coûts qui lui seront facturés.

3. Lors du décompte annuel, les fournisseurs utilisent un profil annuel standard pour la répartition du volume d’électricité ou de gaz naturel consommé par le client. En plus, certains fournisseurs ont recours à des facteurs de correction qui sont uniquement connus en interne. La CREG recommande d’utiliser uniquement des données consultables publique-ment et appliquées de manière uniforme.

4. En cas de contrats d’électricité fondés sur des paramètres trimestriels liés au marché à court terme (produits spot), le prix de l’énergie n’est connu qu’à la fin d’un trimestre.

En cas de cessation du contrat au début d’un trimestre, le fournisseur devrait en principe attendre la fin de ce trimestre pour établir son décompte. Il pourrait de ce fait être en infraction avec la réglementation régionale relative aux délais de facturation. La CREG plaide pour que, dans ce cas, les fournisseurs calculent le prix énergétique applicable à cette période sur la base des cotations journalières disponibles.⁹⁴

94 Étude (F)1722 du 19 avril 2018 sur l’analyse de la méthode de facturation appliquée à la composante « énergie » électricité et gaz naturel, et des coûts pour les certificats verts et les certificats de cogénération pour les clients résidentiels.

95 Note (Z)1749 du 26 avril 2018 sur le prix de l'énergie de l'électricité et du gaz naturel pour les clients résidentiels.

• Le prix de l'énergie de l'électricité et du gaz naturel pour les clients résidentiels

Dans sa note semestrielle des prix de l'énergie pour les parti-culiers, la CREG observe une augmentation du prix moyen de la composante «  énergie  » électricité totale dans toutes les régions entre mars 2017 et mars 2018: en Flandre de 5,69 %, à Bruxelles de 6,54 % et en Wallonie de 4,59 %. Cette aug-mentation est principalement due à la hausse des prix sur les marchés de gros internationaux depuis septembre 2017.

Au cours de la même période, le prix moyen de la composante

« énergie » du gaz naturel a augmenté: en Flandre de 3,40 %, à Bruxelles de 2,09 % et en Wallonie de 3,14 %. En comparai-son avec l'électricité, les différences de prix entre les régions sont plus limitées pour le gaz naturel.

La section «  thème spécifique  » de cette note analyse l’ac-cessibilité du tarif le moins cher sur le marché pour tous les clients. Celle-ci montre que l'abonnement à l'un des dix produits d'électricité et/ou de gaz naturel les moins chers s'accompagne souvent de conditions supplémentaires. La condition la plus importante est « accessible exclusivement en ligne ». Les conditions de paiement supplémentaires viennent en deuxième lieu. Ces deux conditions rendent ces produits les moins chers plus difficilement accessibles aux personnes les plus fragiles (économiquement) dans notre société.⁹⁵

• Comparaison européenne des prix de l’électricité et du gaz naturel pour les clients résidentiels et les PME Conformément à sa compétence relative au prix final de l’élec-tricité et du gaz naturel, la CREG a demandé à PwC de réaliser une étude de comparaison des prix de l’électricité et du gaz naturel pour les clients résidentiels et les petits clients profes-sionnels entre les trois régions belges et quatre pays voisins (Allemagne, France, Pays-Bas et Royaume-Uni). L'étude se

fonde sur les données de février 2018 et traite des différentes composantes de la facture.

Les principales conclusions de l’étude sont les suivantes : - Les ménages et les petits clients professionnels en Belgique

ont une facture d'électricité élevée, ce qui s'explique en partie par les coûts du réseau mais surtout par les taxes, surcharges et obligations de certificat. La Belgique est le deuxième pays le plus cher en termes d'électricité pour les deux profils traités dans cette étude (après l’Allemagne) et est en moyenne 22 % plus chère que la moyenne des pays voisins. À l'inverse, les ménages et les petits consommateurs professionnels belges ont une facture de gaz naturel relativement basse. Pour les deux profils, la Belgique occupe la deuxième place du clas-sement des prix les moins chers parmi les cinq pays (après le Royaume-Uni). Les prix du gaz naturel en Belgique sont en moyenne 14 % moins chers que la moyenne des prix dans les pays voisins. On relève des différences significatives entre les régions, à la fois pour l'électricité et pour le gaz naturel.

- En général, les petits consommateurs professionnels paient moins par kWh que les consommateurs résidentiels, tant pour l'électricité que pour le gaz naturel. Cela s'explique en partie par l’absence de TVA, mais pas seulement  : en général, les petits consommateurs professionnels paient également moins pour la composante «  énergie  » et la composante réseau.

- Il existe de grands écarts de prix entre les pays tant pour l'électricité que pour le gaz naturel. Cependant, ces écarts sont relativement plus limités pour les petits consomma-teurs professionnels que pour les consommaconsomma-teurs résiden-tiels. Par exemple, un client résidentiel en Allemagne paie presque deux fois plus pour l'électricité qu'un client résiden-tiel en France. Pour un petit client professionnel, cette diffé-rence est moindre. Pour le gaz naturel, un client résidentiel

aux Pays-Bas paie le plus, presque deux fois le prix qu’un client débourse au Royaume-Uni. Dans le cas d’un petit client professionnel, cette différence est également moins impor-tante : un petit client professionnel néerlandais paie plus d’un tiers de plus qu'un petit client professionnel au Royaume-Uni.

- Enfin, un coût de l'électricité relativement bas n'implique pas que le coût du gaz naturel soit relativement bas et inver-sement. La corrélation semble même aller dans la direction opposée (sauf pour le Royaume-Uni) : dans les pays ou les régions où le coût de l'électricité est relativement faible, le coût du gaz naturel est relativement élevé, et vice versa.⁹⁶

• Les achats groupés sur le marché de détail

En 2014, la CREG a réalisé une première étude relative à l’or-ganisation d’achats groupés sur le marché de l’énergie. Les achats groupés étaient alors un phénomène relativement nouveau. Depuis lors, ils sont devenus courants et ont instau-ré une certaine dynamique sur le marché. Néanmoins, cette étude de suivi montre qu’environ 13  % des clients de gaz naturel et 18  % des clients d’électricité n’ont encore jamais changé de fournisseur d'énergie. Même les achats groupés n’ont pas réussi, au cours des dernières années, à convaincre ces consommateurs dits "passifs" de participer activement au marché de l’énergie. La participation à un achat groupé n’offre d’ailleurs pas nécessairement la garantie du produit le moins cher. En effet, tous les fournisseurs n’y participent pas. Et les fournisseurs qui y participent ne sont pas tenus de proposer le prix le plus bas.

Les consommateurs qui souscrivent à une offre par le biais d’achat groupé doivent également garder à l’esprit que lorsque le fournisseur soumet une proposition de prolongation à la fin

du contrat, ce contrat de prolongation présente dans la plupart des cas un prix plus élevé.

La CREG n’est actuellement pas compétente pour deman-der directement des informations sur les achats groupés. Les achats groupés ne figurent pas non plus dans le CREG Scan, si bien qu’il est de facto impossible pour le consommateur de les comparer à l’offre du marché.

Néanmoins, les achats groupés ont une incidence importante sur le marché de l’énergie, compte tenu des conditions et spé-cifications de produits imposées aux fournisseurs d’énergie, du mode de calcul des coûts d’abonnement, de leur influence sur le pourcentage de changements de fournisseurs et sur la com-munication du potentiel d’économies pour les consommateurs.

La CREG est dès lors favorable à un élargissement de ses compétences légales pour pouvoir demander systématique-ment des informations aux organisateurs d'achats groupés et ainsi informer le consommateur en toute transparence.⁹⁷

• L'offre des sociétés coopératives

Dans une nouvelle étude, la CREG se penche sur les sociétés coopératives actives sur le marché belge de l'électricité. L’étude offre un aperçu des structures et des conditions d’adhésion, des parts de marché et du coût de l’électricité de ces sociétés.

La CREG identifie différentes structures des sociétés qui four-nissent de l’électricité et recommande aux consommateurs de se renseigner sur la société et les conditions d’adhésion avant d’acheter des parts dans une société coopérative. Lors-qu'il compare le coût estimé de la fourniture d'électricité, le consommateur doit faire la distinction entre l'achat de la part et la fourniture d'électricité.

L'étude montre que l'offre des sociétés coopératives peut s’avérer intéressante (électricité verte belge) pour certains profils de consommation.

La CREG conseille au consommateur de toujours effectuer une comparaison des prix sur la base de ses données de consom-mation personnelle.⁹⁸

• Monitoring des prix du marché de l’énergie pour les ménages et les petits consommateurs professionnels

Dans son étude de suivi annuelle, la CREG se penche sur les principales évolutions du marché de détail (voir le point 3.2.1.2 du présent rapport).

• Mission de vérification dans le cadre de la prolongation de la durée de vie de la centrale de Tihange 1

Le 28 juin 2018, la CREG a rendu son rapport (RA)1771 relatif à la vérification des revenus et des coûts réels de la centrale nucléaire de Tihange 1 pour la période du 1^er janvier 2017 au 31 décembre 2017 conformément à la Convention relative à la prolongation de la durée de vie de Tihange 1 datée du 12 mars 2014 et à la modification de la Convention relative à la prolon-gation de la durée de vie datée du 31 mars 2017.

• Contribution de répartition nucléaire

Le 28 juin 2018, conformément à la loi du 11 avril 2003 sur les provisions constituées pour le démantèlement des centrales nucléaires et pour la gestion des matières fissiles irradiées dans ces centrales, la CREG a rendu un avis relatif à la marge de profitabilité de la production industrielle d’électricité par fis-sion de combustibles nucléaires par les centrales soumises

à la contribution de répartition (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 et Tihange 3) pour l’année 2017.⁹⁹

Le montant de la contribution de répartition pour l’année 2018 a été fixé à 177 000 000,00 € par arrêté royal du 15 octobre 2018¹⁰⁰.

• Mission de vérification de l’engagement pris par l'État belge relatif à la prolongation de la durée d’exploitation de Tihange 1, Doel 1 et Doel 2

Le 6 septembre 2018, à la demande de la ministre de l’Énergie, la CREG a rendu un rapport dans le cadre de la vérification, pour l’année 2017, de l’engagement pris par l'État belge afin d’assurer la compatibilité des mesures notifiées pour la prolongation de la durée d’exploitation de Tihange 1, Doel 1 et Doel 2.¹⁰¹

• Impact de l’indisponibilité des centrales nucléaires en Belgique sur les prix de l’électricité

L’annonce de la prolongation de l’arrêt de certaines centrales nucléaires a provoqué des pics de prix en septembre 2018, aussi bien sur le marché à court terme que sur les marchés à moyen et long termes. Si l’impact sur la facture du consom-mateur est certain, il est difficile à chiffrer. Il faut en effet tenir compte du fait que les contrats de fourniture des consom-mateurs ont des durées et des modes de reconduction ainsi que des horizons très variables (les contrats anciens arrivant à échéance ces derniers mois et non reconduits seront davan-tage touchés).

• Composantes des prix

Dans le cadre de sa compétence relative au prix final de l’électricité et du gaz, la CREG a présenté, le 29 mars 2018,

les résultats de la mise à jour annuelle de son étude sur les composantes des prix de l’électricité et du gaz naturel. De-puis 2007, la CREG suit l'évolution des prix de l'électricité et du gaz naturel facturés au client final. Dès lors, cette étude annuelle rend compte de l'évolution des composantes des prix de l'électricité et du gaz naturel. À l’évolution du prix de base de l’énergie qui suit le marché, il convient d’ajouter les évolutions annuelles des tarifs des réseaux de transport et de distribution, ainsi que les prélèvements.

Concernant l’électricité, le prix moyen facturé au client rési-dentiel entre 2007 et 2017 a augmenté de 71,81 %. Concrè-tement, il s'agit d'une hausse moyenne de 163,34 €/MWh en Flandre, de 74,51 €/MWh en Wallonie et de 33,43 €/MWh à Bruxelles. Le prix moyen payé par les clients professionnels en Belgique a également augmenté, de 11,68 %. Cette évolution varie toutefois selon la région. Le prix facturé à l’utilisateur final professionnel a augmenté en moyenne de 14,12  €/MWh en Flandre et de 28,26 €/MWh en Wallonie. À Bruxelles, ce prix a diminué de 6,91 €/MWh en moyenne. En 2017, par rapport à 2016, la CREG constate une hausse de 5,81 % pour les clients résidentiels en Belgique, soit une hausse moyenne de 19,47 €/

MWh en Flandre, 12,23 €/MWh en Wallonie et 5,51 €/MWh à Bruxelles. Le prix moyen payé par les clients professionnels en Belgique a également augmenté, de 4,89 %, soit une hausse moyenne de 2,88 €/MWh en Flandre, 11,52 €/MWh en Wallo-nie et 9,27 €/MWh à Bruxelles.

Concernant le gaz naturel, le prix moyen facturé au client résidentiel entre 2007 et 2017 a augmenté de 14,54  %. Il s'agit d'une hausse moyenne de 3,69 €/MWh en Flandre, de 13,41 €/MWh en Wallonie et de 3,54 €/MWh à Bruxelles. Le prix moyen facturé aux clients professionnels en Belgique a diminué de 0,77 %. Dans ce cas-ci également, l'évolution varie selon la région. En moyenne, le client professionnel paie, pour

son gaz naturel, 1,11 €/MWh de moins en Flandre, 0,88 €/MWh de plus en Wallonie et 0,22  €/MWh de plus à Bruxelles. En 2017, par rapport à 2016, on constate une hausse de 5,70 % pour les clients résidentiels en Belgique, soit une hausse moyenne de 3,38 €/MWh en Flandre, 2,66 €/MWh en Wallo-nie et 2,12  €/MWh à Bruxelles. Le prix moyen payé par les clients professionnels en Belgique a également augmenté, de 8,41 %, soit une hausse moyenne de 2,42 €/MWh en Flandre, 2,10 €/MWh en Wallonie et 2,03 €/MWh à Bruxelles.¹⁰²

• Fonctionnement du marché de gros de l’électricité en 2017 et évolution des prix sur ce marché

Pour la quatrième année consécutive, la charge du réseau Elia, qui représente une valeur approximative de la consommation belge d’électricité, était d’environ 77 TWh en 2017. Ce volume correspond à environ 6 % de la consommation totale dans la ré-gion centre-ouest de l’Europe (Belgique, Pays-Bas, Luxembourg, France, Allemagne et Royaume-Uni). La stabilisation du prélève-ment d’électricité en Belgique a succédé à une baisse continue depuis 2007. Concomitamment, la quantité estimée d’électricité produite à partir d’énergie solaire s’est stabilisée à 3 TWh en 2017, soit un niveau comparable à celui enregistré en 2015 et 2016.

L’impact des éoliennes sur la demande de pointe résiduelle est analysé brièvement dans une rubrique spéciale consacrée à la consommation d’électricité. Il ressort de cette analyse qu’une capacité éolienne accrue ne fait diminuer que légèrement le be-soin en capacité de pointe. Par contre, une capacité éolienne accrue permet de réduire fortement le nombre d’heures durant lesquelles cette capacité de pointe est nécessaire pour répondre à la demande en électricité. En 2017, la capacité éolienne déjà installée a fait baisser de plus de 50 % le nombre d’heures de fonctionnement de la capacité de pointe. Cette situation dégage des opportunités pour la capacité de pointe qui ne peut être

99 Avis (A)1770 du 28 juin 2018 relatif à la marge de profitabilité de la production industrielle d’électricité par fission de combustibles nucléaires par les centrales soumises à la contribution de répartition (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 et Tihange 3) pour l’année 2017.

100 Arrêté royal du 15 octobre 2018 fixant pour l'année 2018 le montant de la contribution de répartition visée à l'article 14, § 8, alinéa 16 de la loi du 11 avril 2003 sur les provisions constituées pour le démantèlement des centrales nucléaires et pour la gestion des matières fissiles irradiées dans ces centrales (Moniteur belge du 30 novembre 2018).

101 Rapport (RA)1820 du 6 septembre 2018 sur la vérification, pour l’année 2017, de l’engagement pris par l'État belge afin d’assurer la compatibilité des mesures notifiées pour la prolongation de la durée d’exploitation de Tihange 1, Doel 1 et Doel 2.

102 Étude (F)1738 du 29 mars 2018 sur les composantes des prix de l’électricité et du gaz naturel.

activée que durant un nombre limité d’heures par an (comme la gestion de la demande et les générateurs de secours).

Le prix moyen sur le marché day-ahead belge était de 44,6 €/MWh en 2017. Ce prix était comparable à celui enregis-tré en France (45,0 €/MWh) et supérieur à celui relevé aux Pays-Bas (39,3 €/MWh) et en Allemagne (34,2 €/MWh). Des écarts de prix similaires avaient été observés en 2016. Le prix moyen sur le marché forward de la fourniture était de 37,3 €/MWh en 2018. Ce prix était supérieur de 1 €/MWh en moyenne à celui constaté en France et inférieur de 1  €/MWh environ à celui noté aux Pays-Bas. Avec 32,4 €/MWh, l’Allemagne présentait un prix de 5 €/MWh moins cher en moyenne.

Les écarts de prix importants observés entre les pays cités s’expliquent en partie par la trop grande inefficacité du couplage de marché day-ahead, compte tenu de nombreuses limitations causées sur le réseau allemand, mais aussi de plus en plus souvent sur les réseaux néerlandais et belge. Une amélioration a été constatée durant les trois derniers mois de 2017.

En 2017, l’utilisation de réserves à des fins d’équilibrage du réseau d’Elia a représenté 664 GWh (réglage à la hausse et à la baisse).

En 2017, l’utilisation de réserves à des fins d’équilibrage du réseau d’Elia a représenté 664 GWh (réglage à la hausse et à la baisse).