Les voies de recours contre les décisions de la CREG

PARTIE 1 : L’ÉVOLUTION DU MARCHÉ DE L’ÉLECTRICITÉ

2. Le marché belge de l’électricité

2.8. Les voies de recours contre les décisions de la CREG

Le Ministre de l’Énergie a prié la CREG de rendre un avis au sujet d’un projet de loi organisant les voies de recours con-tre les décisions de la CREG. Le législateur a en effet esti-mé nécessaire d’instaurer une procédure accélérée contre les décisions de la CREG à l’instar du secteur ﬁnancier et des télécoms.

Pour le Comité de direction¹⁰⁸, l’attribution de la pleine juridic-tion à la Cour d’appel de Bruxelles peut occasionner des pro-blèmes eu égard au principe constitutionnel de séparation des pouvoirs. Le projet de loi donne en effet l’impression que la Cour d’appel de Bruxelles pourra se substituer entièrement à la CREG alors que, dans un arrêt analogue en matière de télé-coms, la Cour d’appel de Bruxelles s’était montrée réservée en ce qui concerne l’exercice de cette pleine juridiction.

Le Comité de direction a également souligné qu’en vertu des articles 23, deuxième alinéa, de la directive électricité et 25, deuxième alinéa, de la directive gaz, les autorités de régulation sont chargées de ﬁxer ou d’approuver, avant leur entrée en vigueur, au moins les méthodologies utilisées pour calculer ou établir les conditions de connexion et

d’ac-cès aux réseaux nationaux, y compris les tarifs de trans-port et de distribution, et les conditions de la prestation de services d’équilibrage. La disposition contenue dans le projet de loi établissant que la Cour d’appel de Bruxelles a pleine juridiction concernant le règlement technique et les

tarifs semble dès lors incompatible avec les articles précités des directives. De plus, le Comité de direction a souligné qu’il pouvait y avoir une contradiction entre les dispositions du pro-jet de loi et, d’une part, le principe d’égalité et, d’autre part, la présomption de légalité liée à chaque acte administratif.

Le Conseil général partage les conclusions de l’étude du Comité de direction¹⁰⁹ mais, contrairement au Comité de direction qui est favorable à la méthodologie price cap, ne dé-sire pas faire de choix explicite sur la méthodologie tarifaire en vue de remédier au risque de moral hazard dans le chef des gestionnaires de réseaux et de l’entreprise de transport.

Entre-temps, la loi du 20 juillet 2005 portant des disposi-tions diverses a été adoptée¹¹⁰ laquelle offre donc la pos-sibilité au Conseil des Ministres, grâce à un nouvel article 29sexies de la loi électricité et un nouvel article 15/23 de la loi gaz, de suspendre des décisions tarifaires par arrêté mo-tivé délibéré en son sein. Dans son avis relatif à ce projet de loi¹¹¹, le Conseil d’Etat s’est demandé si une telle forme de tutelle coercitive était compatible avec l’autonomie du service concerné. Dans l’étude précitée, le Comité de di-rection a souligné que cette disposition était contraire aux directives électricité et gaz étant donné qu’elle soustrait à la CREG la décision ﬁnale en matière de tarifs du réseau.

La loi du 27 juillet 2005¹¹² a ﬁnalement ajouté un chapitre VIbis à la loi électricité et un chapitre IVsepties à la loi gaz, lesquels instaurent deux recours spéciﬁques contre certai-nes décisions de la CREG auprès, d’une part, de la Cour d’appel de Bruxelles siégeant comme en référé et, d’autre part, du Conseil de la concurrence.

109 Partie 3, point 2.1., du présent rapport.

110 Moniteur belge du 29 juillet 2005. Au 31 décembre 2005, ces modiﬁcations n’étaient toutefois pas encore entrées en vigueur.

111 Avis n° 38.106/1 du 24 février 2005.

112 Loi du 27 juillet 2005 organisant les voies de recours contre les décisions prises par la Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz (Moniteur belge du 29 juillet 2005).

Au 31 décembre 2005, ces modiﬁcations n’étaient pas encore entrées en vigueur.

L’évolution du marché

du gaz naturel

GAZ NATUREL

GAZ NATUREL 1.1. Le Règlement 1775/2005

Le Règlement (CE) n° 1775/2005 du Parlement européen et du Conseil du 28 septembre 2005 concernant les con-ditions d’accès aux réseaux de transport de gaz naturel¹¹³ garantit que des conditions minimales d’accès uniformes seront appliquées, dans tous les États membres, à partir du 1^er juillet 2006, répondant ainsi au souhait du European Gas Regulatory Forum de rendre les Guidelines for Good TPA Practice for Transmission System Operators (GGP2) juridi-quement contraignantes¹¹⁴.

Le règlement établit des règles non discriminatoires en matière d’accès aux réseaux de transport de gaz naturel, compte tenu des particularités des marchés nationaux et régionaux, en vue d’assurer le bon fonctionnement du mar-ché intérieur du gaz.

Cet objectif comprend notamment la déﬁnition de princi-pes harmonisés pour la ﬁxation des tarifs d’accès au réseau ou les méthodologies de calcul de ces tarifs, pour l’offre de services d’accès des tiers, pour l’attribution des capacités et la gestion de la congestion, pour la détermination des exigences de transparence, des règles et des redevances d’équilibrage et pour la facilitation des échanges de capa-cités.

1.2. Le rapport de la Commission européenne Concernant le rapport de la Commission européenne sur l’état d’avancement de la création du marché intérieur du gaz et de l’électricité, le lecteur est invité à se référer au point 1.1. de la partie 1 du présent rapport.

1.3. Le European Gas Regulatory Forum

Le European Gas Regulatory Forum ou Forum de Madrid est une plate-forme de concertation visant le développement du marché intérieur du gaz naturel. Il s’est réuni à deux reprises en 2005, en mars et en septembre, et a rassemblé, outre des représentants des candidats Etats membres et de la Norvège, de la Suisse et de la Russie, des représentants des régulateurs européens, des Etats membres, de la Commission européen-ne et de tous les acteurs du marché du gaz.

La réunion (assemblée extraordinaire) du 18 mars 2005 avait pour objet la conclusion d’un accord sur les Guidelines for Good TPA Practice for Storage System Operators (GGP-SSO), lesquelles imposent des exigences minimales en matière d’accès des tiers au stockage. Il a été convenu que ces lignes directrices s’appliqueraient dès le 1^er avril 2005.

Les régulateurs sont chargés d’en contrôler l’application et de faire un compte-rendu au Forum. Un rapport provisoire a été présenté lors du Forum de septembre et le rapport ﬁnal communiqué à la Commission européenne¹¹⁵.

Durant le forum des 15 et 16 septembre 2005, les Common Business Practices (CBPs), qui sont des règles recomman-dées par la European Association for the Streamlining of Energy Exchange-gas (EASEE-gas) pour l’industrie du gaz en Europe, ont été un point important de discussion et le Forum a appelé les membres à les appliquer dans le cadre de leurs compétences. La plus importante concerne des spéciﬁcations standard pour la qualité du gaz.

Depuis la dernière réunion, l’attention du Forum porte princi-palement sur le commerce transfrontalier de gaz naturel, en particulier sur les obstacles techniques et commerciaux à la création d’un véritable marché intérieur du gaz naturel tels que l’allocation et la gestion de la capacité d’interconnexion, les in-vestissements nécessaires et l’interopérabilité des réseaux.

1. Le marché européen du gaz naturel

113 J.O.U.E. n° L 289/1, 3 novembre 2005.

114 Rapport annuel 2004, Partie 1, point 1.3.

115 ERGEG, Final 2005 Report on Monitoring the Implementation of the Guidelines for Good TPA practice for Storage System Operators.

GAZ NATUREL

2.1. L’ouverture du marché belge du gaz naturel La législation en la matière n’a pas été modiﬁée dans le courant de l’année 2005, de telle sorte que les estimations effectuées au 31 décembre 2004 restent valables en ma-tière d’ouverture du marché belge du gaz naturel.

A ce jour, seuls les clients résidentiels en Région wallonne et en Région de Bruxelles-Capitale ne bénéﬁcient pas en-core du statut de client éligible.

En Région wallonne, les clients résidentiels pourront choisir librement leur fournisseur au 1^er janvier 2007¹¹⁶. Les clients ﬁnals qui se fournissent auprès d’un fournisseur de gaz issu de renouvelables pour le volume fourni sont néanmoins déjà éligibles¹¹⁷.

En Région de Bruxelles-Capitale, le gouvernement doit en-core fixer la date à laquelle les clients résidentiels sont éli-gibles; cette date ne peut être ni antérieure au 1êr janvier 2007 ni postérieure au 1êr juillet 2007¹¹⁸.

2.2. La demande de gaz naturel 2.2.1. L’évolution de la consommation

La consommation de gaz naturel a légèrement augmen-té en 2005 (+1,4%), passant de 187.330 GWh en 2004 à 189.853 GWh en 2005. Cette augmentation est due prin-cipalement à celle de la consommation aux ﬁns de produc-tion d’électricité (dans le parc centralisé) qui a augmenté de 5,6%. Cette dernière augmentation correspond, dans une très large mesure, à la mise en service de la centra-le TGV Zandvliet Power à Anvers. La consommation des grands clients industriels directement raccordés au ré-seau de transport a également connu une légère hausse en 2005 (+2,2%). Le léger tassement de la consommation sur les réseaux de distribution, passant de 88,33 TWh en 2004 à 86,96 TWh en 2005 (-1,5%) masque en réalité une nette progression du nombre de raccordements. En effet, l’année 2005 a connu un climat d’environ 4% plus doux que l’année 2004 qui aurait dû se traduire par une baisse

2. Le marché belge du gaz naturel

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116 Article 2 de l’arrêté du Gouvernement wallon du 21 avril 2005 relatif à l’ouverture to-tale des marchés de l’électricité et du gaz (Moniteur belge du 6 mai 2005).

117 Article 27 du décret de la Région wallonne du 19 décembre 2002 relatif à l’organisation du marché régional du gaz.

118 Article 11 de l’ordonnance du 1^er avril 2004 relative à l’organisation du marché du gaz en Région de Bruxelles-Capitale, concernant des redevances de voiries en matière de gaz et d’électricité et portant modiﬁcation de l’ordonnance du 19 juillet 2001 relative à l’organisation du marché de l’électricité en Région de Bruxelles-Capitale.

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équivalente de la consommation. Le tableau 8 et la ﬁgure 8 ci-dessus illustrent l’évolution de la consommation par secteur. La ﬁgure 8 illustre les tendances corrigées pour l’impact climatique sans faire la distinction entre les clients approvisionnés par le réseau de transport et le réseau de distribution.

2.2.2. La vente par secteur et par segment de prélèvement

Le gaz L a représenté 28% de la consommation en 2005, contre 29% en 2004. Cette baisse relative a entre autres été causée par une baisse du volume de gaz L consommé par la distribution publique, où un total de 1 TWh de gaz L a été remplacé par du gaz H, comme par exemple à Lommel sur le réseau de PLIGAS. Cette évolution rentre dans le cadre de la politique de conversion graduelle de la consom-mation de gaz L vers le gaz H, qui se poursuivra au cours des prochaines années.

119 L’année 2005 a été caractérisée par 2.233 degrés-jours, contre 2.323 degrés-jours en 2004.

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Comme l’illustre la ﬁgure 10, la consommation est relative-ment concentrée sur un nombre limité de clients. Si on ne considère que les clients directs industrie (sans considérer les centrales électriques), on constate que les 10 plus gros sites de consommation représentaient en 2005 plus de 22 TWh (pointe non visible sur le graphique), soit 45% de la consommation répartie sur 218 sites de consommation.

2.3. La fourniture de gaz naturel 2.3.1. Les entreprises de fourniture

En 2005, la CREG a reçu six demandes d’autorisation de fourniture de gaz naturel parmi lesquelles trois, qui concer-naient des nouvelles autorisations, ont recueilli un avis po-sitif du Comité de direction¹²⁰. Les trois autres demandes concernaient un transfert d’autorisation et deux maintiens d’autorisation suite à un changement de contrôle. Deux de ces demandes ont donné lieu à un avis positif du Comité de direction¹²¹ tandis que la troisième, qui concernait le main-tien d’une autorisation, était encore en cours de traitement au 31 décembre 2005.

Le Ministre de l’Énergie a délivré trois nouvelles autorisa-tions de fourniture en 2005, aux S.A. EDF, EDF BELGIUM et ESSENT BELGIUM. Le Ministre a par ailleurs autorisé le transfert de l’autorisation de RWE GAS VERKOOPMAATSCHAPPIJ S.A. à RWE ENERGY NEDERLAND S.A. Vingt titulaires d’une autorisation ont à présent un droit d’accès au réseau de transport de gaz natu-rel. Cependant, parmi eux, seuls trois ont été actifs en 2005, soit un de moins qu’en 2004. En effet, BP BELGIUM S.A. n’a plus fourni de gaz naturel en 2005.

Comme l’indique le tableau 9, l’érosion de la part de mar-ché de DISTRIGAZ S.A. se poursuit, bien qu’à un rythme plus lent qu’en 2004 (- 2,7 points de pourcentage en 2005 contre - 4,2 en 2004). Le léger repli de DISTRIGAZ S.A.

reﬂète essentiellement l’évolution, à la baisse, de ses four-nitures aux réseaux de distribution.

Ses deux concurrents, GAZ de FRANCE NÉGOCE et WINGAS GmbH gagnent chacun à peu près 2 points de pourcentage pour atteindre respectivement des parts de marché de 10,4% et 4,2%. WINGAS GmbH progresse au même rythme qu’en 2004 tandis que GAZ de FRANCE NÉGOCE accuse un léger ralentissement (+ 2,4 points de pourcentage en 2005 contre + 3,2 en 2004). La progres-sion de ces deux acteurs a été réalisée en partie au dé-triment de BP BELGIUM S.A. qui a disparu de la liste des fournisseurs actifs.

Ces chiffres concernent uniquement le marché du trans-port et ne prennent pas en compte l’évolution des parts de marché de la distribution. Le lecteur trouvera des statisti-ques distinctes concernant les fournitures sur les marchés du transport et de la distribution dans la publication con-jointe des quatre régulateurs de l’énergie disponible sur le site Internet de la CREG.

2.3.2. La ﬁxation des prix par les fournisseurs par défaut

En mars 2005, le Comité de direction a réalisé, d’initiati-ve, deux études¹²² examinant les différences entre les prix appliqués par les deux principaux fournisseurs par défaut, LUMINUS S.A. et ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS S.A. (ci-après: ECS), à l’égard de leurs clients actifs et de leurs clients standard en Flandre, à Bruxelles et en Wallonie.

Le Comité de direction a constaté que les prix appliqués par LUMINUS S.A. aux clients standard ne semblaient pas être alignés sur les coûts sous-jacents. Il a prié dès lors LUMINUS S.A. de revoir sérieusement la politique de prix qu’elle applique aux clients éligibles ou, au moins, de four-nir plus d’informations à ce sujet. En ce qui concerne ECS, le Comité de direction a estimé que les écarts de prix cons-tatés entre les clients actifs et les clients standard se jus-tiﬁaient.

En avril 2005, LUMINUS S.A. a transmis des informations au Comité de direction au sujet de nouveaux prix applica-bles à partir de mai 2005 pour les clients résidentiels et les petits clients professionnels raccordés au réseau de distribution, ainsi que des informations complémentaires relatives à la ﬁxation des prix dans le segment des clients business¹²³. Suite à cela, le Comité de direction a publié une nouvelle étude¹²⁴ en juin 2005 relative aux différences entre les prix appliqués par LUMINUS S.A. à l’égard de ses clients actifs et de ses clients standard et y dresse notam-ment un aperçu du déroulenotam-ment complet et des principales conclusions de cet examen depuis le début de 2004. Le Comité de direction a conclu que les écarts de prix analy-sés dans cette seconde étude étaient licites.

Par analogie, le Comité de direction a également rédigé en juin 2005 une étude¹²⁵ qui dresse un aperçu du déroulement complet et des principales conclusions de l’examen pour ECS depuis le début de 2004 et examine si et dans quelle mesure les prix qu’ECS facture à ses clients standard début 2005 diffèrent des prix qu’elle facture aux clients éligibles qui ont formellement conclu un contrat avec elle et, le cas échéant, si les différences constatées sont acceptables. Le

123 Ce segment concerne les entreprises moyennes à très grandes raccordées au réseau de distribution.

124 Etude (F)050630-CDC-445.

125 Etude (F)050602-CDC-441.

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2.3.3. Les prix maximaux

Le coût net réel découlant de la garantie de l’approvision-nement des clients protégés résidentiels par les entrepri-ses de gaz naturel à des prix maximaux, est financé par le biais de surcharges sur les tarifs. L’arrêté royal du 27 janvier 2005¹²⁶ fixe le montant, pour 2005, du fonds destiné au financement du coût réel résultant de l’application de prix maximaux pour la fourniture de gaz naturel auxdits clients à 8,89 millions d’euros.

Concernant la note du Comité de direction relative aux ta-rifs sociaux dans les secteurs de l’électricité et du gaz, le lecteur est invité à se référer au point 2.3.3. de la partie 1 du présent rapport.

Quant aux règles de fixation des prix maximaux à appliquer par les entreprises de distribution aux clients finals non pro-tégés dont le contrat de fourniture a été résilié, elles ont été fixées dans l’arrêté ministériel du 15 février 2005¹²⁷. Dans son avis du 3 juin 2004 relatif au projet de cet arrêté¹²⁸, le Comité de direction a estimé que le tarif devrait équivaloir au moins au prix le plus élevé du marché afin que les clients finals ne soient pas tentés de ne pas payer leurs factures et a déclaré que le gestionnaire de réseau de distribution pouvait par ailleurs réaliser une marge positive sur la vente de gaz naturel. L’arrêté ministériel du 15 février 2005 re-joint plutôt l’avis du Conseil général et stipule que le prix auquel le gestionnaire de réseau de distribution peut fac-turer de l’énergie à un client dont le contrat de fourniture a été résilié doit au moins équivaloir à la moyenne des prix les plus récents. Le prix se compose de la somme du Prix

126 Moniteur belge du 17 février 2005.

127 Arrêté ministériel du 15 février 2005 ﬁxant les prix maximaux pour la fourniture de gaz naturel par les entreprises de distribution aux clients ﬁnals dont le contrat de fourni-ture a été résilié par leur fournisseur et qui ne peuvent pas être considérés comme des

clients protégés résidentiels à revenus modestes ou à situation précaire, au sens de l’article 15/10, par. 2, de la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations (Moniteur belge du 28 février 2005).

128 Rapport annuel 2004, Partie 1, point 2.7.3.

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de l’énergie, du Tarif de transport, du Tarif du réseau de distribution et de la Marge. Si la somme des trois premiers termes est inférieure au prix moyen du marché, elle sera augmentée d’une marge aﬁn que le prix moyen du mar-ché soit au moins atteint. Si la somme des trois premiers termes est supérieure à la valeur moyenne du marché, la marge sera nulle.

En application de l’arrêté ministériel précité, le Comité de di-rection a par ailleurs ﬁxé les modalités du calcul de la marge.

Le Comité de direction a décidé, dans ce cadre, de détermi-ner la marge pour deux clients-types et d’adapter ces mar-ges à tous les clients similaires¹²⁹. Il a pour cela choisi comme premier client-type un client représentant 2.000 kWh par an (cuisine) et comme second un client représentant 22.000 kWh (chauffage). La première marge doit être appliquée à tous les clients compris entre 0 et 5.000 kWh et la seconde marge à tous les clients compris entre 5.001 et 150.000 kWh. Chaque gestionnaire de réseau de distribution doit calculer, deux fois par an, le prix moyen du marché pour chaque client-type auprès des trois principaux fournisseurs, duquel il faut déduire le Prix de l’énergie, le Tarif de transport et le Tarif du réseau de distribution, et s’il reste un solde positif, il faut considérer celui-ci comme la marge qui doit être appliquée aux ventes de gaz naturel faites à des clients similaires.

2.4. La liquidité du marché de gros

2.4.1. L’interaction entre le marché belge et le marché du gaz en transit

Le nombre de fournisseurs actifs sur le marché belge de gros du gaz naturel est resté limité en 2005¹³⁰ mais si l’on se base sur le nombre croissant de titulaires d’une autorisa-tion de fourniture de gaz naturel, 20 au 31 décembre 2005, le marché belge semble tout de même bénéﬁcier d’un inté-rêt non négligeable.

La liquidité sur le marché national est étroitement liée au

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