Réformes structurelles

III.1.6.1 Renforcement de la responsabilité des ARP

75. En matière de sécurité d’approvisionnement, les responsables d’équilibre (ARP) jouent un rôle essentiel. Ce sont eux en effet qui doivent veiller à disposer d’électricité en suffisance (produite par leurs propres installations de production ou acquise sur le marché) pour satisfaire la demande de leurs clients.

Tout responsable d’équilibre a l’obligation d’assurer l’équilibre entre ses injections et ses prélèvements. Selon l’article 157 de l’arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci (ci-après, le règlement technique), l’ARP « s'engage à prévoir et à mettre en œuvre tous les moyens raisonnables afin de maintenir l'équilibre sur une base quart-horaire entre, d'une part, les injections de puissance active et, d'autre part, les prélèvements de puissance active dans la zone de réglage augmentée des pertes actives qu'il compense lui-même, ce à quoi il est tenu sur la base de son contrat de responsable d'accès ».

76. En cas de déséquilibre de l’ARP, le gestionnaire du réseau est chargé de rétablir l’équilibre et est alors en droit d’appliquer - automatiquement - à cet ARP en déséquilibre une pénalité (tarif de déséquilibre). Il est dès lors important que les pénalités pour déséquilibre soient suffisamment dissuasives lorsque la sécurité d’approvisionnement est en danger : si les pénalités pour déséquilibre sont suffisamment élevées, elles constitueront un incitant

suffisant pour la mise sur le marché de nouvelles capacités, sans que l’Etat ait à intervenir.

Dans le cadre du développement de la réserve stratégique, un incitant supplémentaire a été mis en place sous la forme du relèvement du tarif de déséquilibre à 4.500 EUR/MWh manquant/excédentaire en cas d’activation de la réserve stratégique dans les conditions spécifiées dans les règles de fonctionnement. Une évolution à la hausse de ce tarif vers le niveau de coût moyen d’un délestage (8.300 EUR/MWh ou plus) en cas de délestage effectif est envisageable.

77. Le « contrat de responsable d’accès », qui détermine les droits respectifs du gestionnaire du réseau et de l’ARP en la matière prévoit en outre que « le paiement [du] tarif de déséquilibre n’exonère pas l’ARP de sa responsabilité […] ». Conformément à l’article 157, §1^er du règlement technique, le responsable d’accès « s’engage à prévoir et mettre en œuvre tous les moyens raisonnables afin de maintenir l’équilibre sur une base quart-horaire ».

78. Il s’agit là d’une obligation de moyen. Selon la jurisprudence, en cas d’obligation de moyen, la partie qui désire mettre en cause la responsabilité du titulaire d’une telle obligation doit non seulement démontrer l’inexécution de l’obligation, mais en outre la faute du titulaire de l’obligation, à savoir le fait que celui-ci ne s’est pas comporté en bon père de famille normalement prudent et diligent (Cass., 26 février 1962, Pas., 1962, I, p. 723). Une telle obligation est traditionnellement comparée à l’obligation de résultat, où la responsabilité du titulaire de l’obligation pourra être mise en cause par la démonstration que le résultat promis n’a pas été atteint ; l’absence de résultat implique la faute du titulaire de l’obligation, sauf cas de force majeure.

79. Dans ces conditions, si le mécanisme des tarifs de déséquilibre semble suffisant pour inciter les ARP à maintenir leur équilibre, la nature de la responsabilité d’équilibre imposée à l’ARP pourrait évoluer en vue du renforcement de celle-ci. Adapter le cadre réglementaire en transformant l’obligation de moyen en obligation de résultat responsabiliserait encore davantage l’ARP et l’inciterait à contracter des capacités à plus long terme, ce qui renforcerait le signal prix sur le marché forward.

III.1.6.2 Renforcement de la responsabilité des fournisseurs

80. La réglementation fédérale en vigueur²³ prévoit que, pour obtenir une autorisation de fourniture d’électricité, le demandeur doit s’engager à « disposer de capacités suffisantes en puissance et énergie pour assurer l'approvisionnement de ses clients, conformément au règlement technique et aux contrats conclus et/ou à conclure avec ses clients, et pour assurer les obligations de service public qui lui sont assignées ». La réglementation régionale est moins claire à cet égard.

81. Via leurs conditions générales, tous les fournisseurs d’électricité actifs sur le marché belge s’exonèrent pourtant de leur responsabilité en cas de coupure, d’incident sur le réseau ou de suspension de l’alimentation.

Une telle exonération peut se comprendre, par exemple, lorsque l’origine de la suspension de l’alimentation constitue un cas de force majeure pour le fournisseur. En revanche, la CREG considère qu’on ne pourrait admettre que l’exonération de la responsabilité des fournisseurs aille jusqu’à porter atteinte au cœur même de leur obligation, à savoir fournir de l’électricité à leur clients.

82. Au même titre qu’elle propose de renforcer la responsabilité des ARP, la CREG plaide dès lors pour un renforcement de la réglementation en la matière – là où elle fait défaut – et pour la mise en place de contrôles par les autorités compétentes afin de s’assurer que les fournisseurs disposent effectivement, et en tout temps, des moyens permettant d’assurer une fourniture fiable à leur clientèle.

III.1.6.3 Aide à l’amélioration de la disponibilité, de la flexibilité et du rendement du parc de production thermique existant

Des mesures telles que :

- la réduction du Pmin (production minimale) ou l’augmentation du Pmax (production maximale) ;

- l’augmentation de la vitesse de réaction (ramp up plus rapide) et la possibilité d’arrêts et de redémarrages plus fréquents ;

- réduction des coûts fixes ;

- l’optimisation du combustible utilisé,

23 Arrêté royal du 2 avril 2003 relatif aux autorisations de fourniture d’électricité par des intermédiaires et aux règles de conduite applicables à ceux-ci, art. 3, § 3.

peuvent aider à rétablir la rentabilité de certaines unités de production, en particulier, la transformation d’unités de semi base en unités de pointe.

a) Aide à la conversion des unités TGV en unités OCGT

83. Pour pallier le manque de rentabilité des unités TGV, plusieurs producteurs envisagent la transformation de leur unité de semi base en unité de pointe. Sur certaines installations, la conversion est très aisée. Sur d’autres, elle nécessite un investissement limité (de l’ordre de quelques millions EUR) pour l’installation d’un by pass et d’une cheminée.

Le fonctionnement en mode cycle ouvert (c’est-à-dire sans la partie vapeur) détériore le rendement de l’unité mais allège nettement ses coûts de fonctionnement. Sur le plan opérationnel, une flexibilité accrue (ramp up plus court) rend de telles unités plus aptes à assurer une fonction de back up des RES et donc à fonctionner lorsque les prix sur les marchés de court terme sont élevés. Sur le plan financier, les coûts variables de production augmentant, elles ne se classent en ordre utile dans le merit order que lorsque les prix sont élevés, mais les coûts fixes de fonctionnement diminuant, la rente infra-marginale nécessaire pour les couvrir est donc plus faible. Cette rente ne sera toutefois présente que si ce type d’unité n’est pas marginal ou en cas de rente de rareté.

84. En termes de sécurité d’approvisionnement, si le fonctionnement en mode OCGT correspond mieux à la fonction de back up des RES, la conversion s’accompagne de la perte d’une partie de la puissance installée (de l’ordre de 36%).

85. Toute aide publique à une telle conversion, si elle devait être décidée, devrait faire au préalable l’objet d’une évaluation afin d’apprécier sa conformité à la réglementation européenne en matière d’aides d’Etat, et notamment aux Lignes directrices de la Commission européenne concernant les aides d’Etat à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-2020. Ce point est examiné ci-après.

III.1.6.4 Aide au maintien et au développement du stockage Voir les conclusions de l’étude de la CREG 1412.