2016
Commission de Régulation de l'Électricité et du Gaz
Rapport
Annuel
2016
Rapport
Annuel
1. Avant-propos . . . .5
2. Les principales évolutions législatives nationales. . . .9
2.1. Mise en conformité des lois gaz et électricité avec le troisième paquet énergie européen . . . 10
2.2. Modification du mécanisme de soutien à l’électricité offshore . . . 10
2.3. La révision de la loi sur la contribution de répartition nucléaire . . . 11
3. Le marché de l’électricité . . . .13
3.1. Régulation. . . .14
3.1.1. La production d’électricité . . . 14
3.1.1.1. Les autorisations de production d’électricité . . . 14
3.1.1.2. La production d’électricité en mer du Nord . . . 14
3.1.1.3. Analyse du soutien à l’énergie éolienne offshore . . . 17
3.1.1.4. Étude sur la rentabilité d’unités de production locales contrôlables . . . 17
3.1.2. La fourniture d’électricité . . . 17
3.1.2.1. La fourniture aux clients raccordés au réseau de transport . . . 17
3.1.2.2. Les prix maximaux . . . .18
3.1.2.3. L’évolution et les fondamentaux du prix de l’électricité . . . 19
3.1.3. Le transport et la distribution . . . 19
3.1.3.1. La dissociation et la certification du gestionnaire du réseau de transport . . . 19
3.1.3.2. La gouvernance d’entreprise . . . 19
3.1.3.3. Les réseaux fermés industriels . . . .20
3.1.3.4. Le fonctionnement technique . . . .20
3.1.3.5. Les tarifs de réseau . . . .23
3.1.4. Questions transfrontalières . . . .26
3.1.4.1. L’accès aux infrastructures transfrontalières . . . .26
3.1.4.2. L’analyse du plan d’investissement du gestionnaire de réseau de transport du point de vue de sa cohérence avec le plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté européenne . . . .29
3.1.4.3. Les règles d’enchères . . . .29
3.1.4.4. Les configurations de zones d’offres pour l’échange d’électricité . . . .29
3.2. Concurrence . . . .30
3.2.1. Monitoring des prix au niveau du marché de gros et de détail . . . .30
3.2.1.1. Études réalisées par la CREG en 2016 . . . .30
3.2.1.2. Filet de sécurité . . . .32
3.2.2. Monitoring de la transparence et de l’ouverture du marché. . . .36
3.2.2.1. L’énergie électrique appelée . . . .36
3.2.2.2. La part de marché de la production de gros . . . .36
3.2.2.3. L’échange d’énergie . . . .38
3.2.2.4. REMIT . . . .43
3.2.2.5. La charte de bonnes pratiques pour les sites Internet de comparaison des prix de l’électricité et du gaz . . . .43
3.3. Protection des consommateurs . . . .43
3.4. Sécurité d’approvisionnement . . . .44
3.4.1. Monitoring de l’équilibre entre l’offre et la demande . . . .44
3.4.2. Contrôle des plans d’investissements du gestionnaire de réseau de transport . . . .44
3.4.3. Sécurité opérationnelle du réseau . . . .44
3.4.4. Investissements dans les interconnexions transfrontalières . . . .45
3.4.5. Mesures pour couvrir les pics de demande et faire face aux déficits d’approvisionnement . . . .47
3.4.5.1. Réserve stratégique : période hivernale 2016-2017 . . . .47
3.4.5.2. L’accès à la gestion de la demande. . . .47
4.1. Régulation. . . .49
4.1.1. La fourniture de gaz naturel. . . .49
4.1.1.1. Les autorisations fédérales de fourniture de gaz naturel . . . .49
4.1.1.2. Les prix maximaux . . . .52
4.1.1.3. L’évolution et les fondamentaux du prix du gaz naturel . . . .52
4.1.2. Le transport et la distribution . . . .52
4.1.2.1. La gouvernance d’entreprise . . . .52
4.1.2.2. Le fonctionnement technique. . . .52
4.1.2.3. Les tarifs de réseau et les tarifs GNL . . . .54
4.1.3. Questions transfrontalières et intégration du marché . . . .56
4.1.3.1. L’accès aux infrastructures transfrontalières . . . .56
4.1.3.2. L’analyse du plan d’investissement du gestionnaire du réseau de transport du point de vue de sa cohérence avec le plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté européenne . . . .56
4.1.3.3. Intégration du marché. . . .56
4.2. Concurrence . . . .59
4.2.1. Monitoring des prix au niveau du marché de gros et de détail . . . .59
4.2.1.1. Études réalisées par la CREG en 2016 . . . .59
4.2.1.2. Filet de sécurité . . . .59
4.2.2. Monitoring de la transparence et de l’ouverture du marché. . . .59
4.3. Protection des consommateurs . . . .59
4.4. Sécurité d’approvisionnement . . . .60
4.4.1. Monitoring de l’équilibre entre l’offre et la demande . . . .60
4.4.2. Contrôle des plans d’investissements du gestionnaire de réseau de transport . . . .63
4.4.3. Prévisions de la demande future, réserves disponibles et capacité supplémentaire . . . .64
4.4.4. Couverture des prélèvements de pointe . . . .65
5.1. Le comité de direction et le personnel de la CREG . . . .68
5.2. Le conseil consultatif du gaz et de l’électricité . . . .70
5.3. La note de politique générale et le rapport comparatif des objectifs et des réalisations de la CREG . . . .77
5.4. Le rapport d’audit de la Cour des comptes . . . .77
5.5. Le traitement des questions et plaintes. . . .77
5.6. Le site Internet de la CREG . . . .78
5.7. Les présentations données par la CREG . . . .79
5.8. La CREG et les autres instances . . . .81
5.8.1. La CREG et la Commission européenne . . . .81
5.8.2. La CREG au sein de l’ACER . . . .82
5.8.3. La CREG au sein du CEER . . . .84
5.8.4. Le European Gas Regulatory Forum. . . .87
5.8.5. Le European Electricity Regulatory Forum. . . .87
5.8.6. Le Citizens’ Energy Forum . . . .88
5.8.7. Le Energy Infrastructure Forum . . . .88
5.8.8. La CREG et les autres régulateurs nationaux. . . .89
5.8.9. La CREG et la FSMA . . . .89
5.8.10. La CREG et le Parlement . . . .89
5.8.11. La CREG et les régulateurs régionaux . . . .89
5.8.12. La CREG et les autorités de la concurrence. . . .91
5.8.13. La CREG et le monde universitaire belge . . . .91
5.9. Les finances de la CREG . . . .92
5.9.1. La cotisation fédérale . . . .92
5.9.2. Les fonds . . . .93
5.9.3. Les comptes 2016 . . . .95
5.9.4. Le rapport du réviseur d’entreprises sur les comptes pour l’exercice clos le 31 décembre 2016 . . . 100
5.10. La liste des actes de la CREG au cours de l’année 2016 . . . 101
1 Puissance nominale des parcs éoliens offshore existants en 2016 . . . 15
2 Energie prélevée par les clients raccordés au réseau de transport fédéral pour les années 2007 à 2016 . . . 17
3 Tarif moyen non pondéré de déséquilibre au cours de la période 2007-2016 . . . 22
4 L’évolution de la charge tarifaire (hors raccordement, tarifs OSP, surcharges et TVA) pour les utilisateurs du réseau de transport sur la période 2013-2019 . . . 25
5 Capacité moyenne d’exportation (+) et d’importation (-) et nomination moyenne par année (MW). . . 27
6 Apports annuels des capacités mises aux enchères (en millions d’euros). . . 28
7 Parts de marché de gros dans la capacité de production d’électricité . . . 37
8 Parts de marché de gros dans l’énergie produite . . . 37
9 Charge (énergie et puissance de pointe) du réseau d’Elia pour la période 2007-2016. . . 44
10 Répartition par type de centrale de la capacité installée raccordée au réseau d’Elia au 31 décembre 2016 . . . 44
11 Répartition par type d’énergie primaire de l’électricité produite en 2016 par les centrales situées sur des sites raccordés au réseau d’Elia. . . 44
12 Entreprises actives en 2016 sur le marché belge sur le plan du shipping de gaz naturel - Evolution par rapport à 2015 . . . 51
13 Répartition par segment d’utilisateur de la demande belge de gaz naturel entre 2002 et 2016 (en TWh) . . . 60
14 Les directions et le personnel de la CREG au 31 décembre 2016 . . . 69
15 Les membres du conseil consultatif du gaz et de l’électricité au 31 décembre 2016 . . . 76
16 Aperçu des présentations de la CREG en 2016. . . 79
17 Synthèse du compte d’exécution du budget 2016 en dépenses (€) . . . 96
18 Synthèse du compte d’exécution du budget 2016 en recettes (€) . . . 96
19 Compte de résultats au 31 décembre 2016 (€) . . . 97
20 Bilan au 31 décembre 2016 (€). . . 98
1 Évolution de la capacité installée en énergie éolienne offshore par parc entre avril 2009 et décembre 2016 . . . 16
2 Production nette d’électricité verte offshore par parc entre avril 2009 et décembre 2016 . . . 16
3 Tarif moyen non pondéré de déséquilibre et prix Belpex DAM au cours de la période 2007-2016 . . . 23
4 Disponibilité et utilisation de la capacité d’interconnexion de 2007 à 2016 . . . 27
5 Rentes de congestion journalière du couplage des marchés . . . 29
6 Évolution mensuelle du prix de l’électricité en 2016 pour un client type résidentiel = 3.500 kWh/an . . . 34
7 Évolution mensuelle du prix du gaz naturel en 2016 pour un client type résidentiel = 23.260 kWh/an . . 34
8 Évolution mensuelle du prix de l’électricité en 2016 pour les PME et les indépendants (client type = 50.000 kWh/an) . . . 35
9 Évolution mensuelle du prix du gaz naturel en 2016 pour les PME et les indépendants (client type = 100.000 kWh/an) . . . 35
10 Charge moyenne du réseau d’Elia sur une base mensuelle de 2007 à 2016 . . . 36
11 Prix moyens mensuels pour la période 2007-2016 du marché journalier pour la fourniture d'électricité dans les pays de la région CWE . . . 39
12 Prix moyens annuels pour la période 2007-2016 pour la fourniture d’électricité dans les pays de la région CWE . . . 40
13 Robustesse moyenne mensuelle du marché de Belpex entre 2007 et 2016 . . . 41
14 Énergie échangée et prix moyen sur la bourse intra-day. . . 42
15 Comparaison du prix de gros pour les contrats à court terme et à long terme . . . 42
16 Évolution entre 2007 et 2016 de la charge physique maximale des interconnections avec la France et les Pays-Bas . . . 45
17 Évolution des tarifs de transport de gaz naturel (tarifs d’entrée et de sortie pour le gaz H) de Fluxys Belgium entre 2007 et 2016 . . . 55
18 Transactions nettes de gaz naturel entre le marché belge de gaz naturel ZTP* et les marchés frontaliers lors de la période 2011-2016 (en TWh/an, gaz H et gaz L) . . . 57
19 Prix moyens annuels du gaz naturel sur les marchés day-ahead et year-ahead. . . 57
20 L’intégration des marchés transfrontaliers belgo-luxembourgeois . . . 58
21 Répartition par segment d’utilisateur de la demande belge de gaz H et de gaz L en 2015 et 2016. . . 60
22 Évolution de la consommation de gaz naturel par segment d’utilisateur pendant la période 1990-2016 (1990=100), adaptée en fonction des variations climatiques . . . 61
23 Répartition du flux entrant de gaz naturel par zone d’entrée en 2016 . . . 62
24 Composition du portefeuille d’approvisionnement moyen des fournisseurs actifs en Belgique en 2016. . . 62
25 Composition du portefeuille d’approvisionnement moyen pour le marché belge du gaz naturel entre 2000 et 2016 (parts en%) . . . 62
26 Parts de marché des entreprises de fourniture sur le réseau de transport en 2016 . . . 63
27 Perspectives de demande de gaz naturel en Belgique jusqu’en 2026 (GWh, t° normalisée, H+L) . . . 64
28 Répartition du prélèvement de pointe par segment d’utilisateur en 2016 . . . 65
29 Répartition des sources de gaz naturel pour la couverture du prélèvement de pointe en 2016 . . . 65
Avant-propos
1
Tout comme les autres années, l’énergie est restée en 2016 un thème très actuel. Il appartient donc à la CREG, en tant que régulateur fédéral, de continuer à veiller à ce que le consom- mateur puisse accéder à des informations correctes et lisibles, afin de jouer pleinement son rôle sur le marché libéralisé de l’énergie. Dotée d’un nouveau site Internet, la CREG entend donner au consommateur la possibilité de mieux s’informer et comprendre le marché afin de pouvoir faire des choix éclairés.
La CREG s’est également attachée à répondre au mieux aux attentes et demandes des professionnels de l’énergie en y optimisant la présentation des consultations publiques et de ses publications. Cette structure permet un traitement plus efficace, lisible et pertinent des informations.
À la mi-2016, le comité de direction a défini différentes me- sures visant à améliorer le fonctionnement interne de la CREG et à fournir ainsi un service optimal aux consommateurs. Ces mesures visent à renforcer l’indépendance du régulateur et la transparence. Ces améliorations en matière de transparence et d’indépendance contribuent en effet à l’impartialité et à l’intégrité du régulateur dans l’exercice des missions d’intérêt général.
La CREG exerce ses tâches de régulation dans l’intérêt du consommateur. Ce faisant, elle s’appuie toujours sur des faits objectifs, afin de se faire une idée de la situation et de mettre au jour d’éventuels dysfonctionnements. En cas de dysfonc- tionnements, la CREG propose des mesures pour y remédier.
Toute mesure s’accompagne d’une analyse spécifique visant à en identifier les effets et les conséquences sur les consom- mateurs, qu’il s’agisse de gros consommateurs, de PME ou de clients résidentiels. À titre d’exemple, la CREG propose,
dans son rapport sur la participation de la flexibilité de la de- mande sur les marchés de l’électricité belges, un nouveau modèle de marché qui confère un rôle central aux consomma- teurs finals télémesurés. Dans ce modèle, le consommateur final est maître de sa flexibilité et peut choisir librement son prestataire de services de flexibilité, indépendamment de son fournisseur d’électricité. Selon la CREG, il est important d’en- courager la participation de la demande aux différents mar- chés de l’électricité, pour autant que cela se fasse de manière progressive.
Conformément à sa mission, la CREG a continué de surveiller le fonctionnement du marché en 2016. Concernant le mar- ché de détail, elle a réalisé début 2016 une étude sur les prix énergétiques pour les clients résidentiels, les PME et les in- dépendants. Il en ressort que le consommateur belge change facilement de fournisseur mais ne le fait pas forcément pour un contrat plus adapté et/ou moins cher. Forte de cette constatation, la CREG a développé le CREG Scan. Cet outil en ligne permet au consommateur de comparer son contrat énergétique avec l’offre de marché actuelle. Le CREG Scan est facile d’utilisation et complémentaire des autres sites de comparaison des prix, qui comparent les produits d’énergie actifs. Il vise à faire en sorte que le consommateur prenne une décision en connaissance de cause et dispose surtout d’infor- mations complètes.
La CREG a également rédigé une note dans laquelle elle a répertorié les évolutions marquantes des marchés de gros de l’électricité et du gaz naturel en Belgique. La CREG a constaté que le prélèvement d’électricité est resté plus ou moins stable par rapport à 2015 et 2014. La production d’électricité nucléaire
a augmenté de 67% par rapport à 2015. La consommation de gaz a également progressé de 2,1% en 2016. Sur le marché à court terme, le prix de l’électricité a diminué de 18% par rap- port à l’an dernier. Sur le marché à long terme de l’électricité, le prix day-ahead a baissé de 23% en 2016 par rapport à 2015.
Les prix du gaz naturel ont également fortement baissé entre 2015 et 2016, tant sur le marché à court terme que sur celui à long terme (respectivement de 31% et de 25% en moyenne).
Sur le plan de l’énergie éolienne offshore, la CREG a analysé les dernières évolutions du marché. Les résultats de l’appel d’offres de Borssele I+II ont été analysés à partir des informa- tions disponibles sur l’offre retenue de DONG et ont ensuite été transposés à la situation belge. Les différences pouvant être objectivement constatées entre les Pays-Bas et la Bel- gique ont bien entendu été prises en compte. Des explica- tions, fondées sur les résultats des appels d'offres étrangers, notamment de Danish North Sea et de Kriegers Flak, ont éga- lement été données sur la tendance à la baisse du soutien offshore. La deuxième partie de l’étude analyse le résultat de l’appel d’offres de Borssele III + IV. Dans ce cadre, l'offre rete- nue a également été modélisée.
Au fil des années, la CREG a développé une excellente rela- tion avec le Parlement, et en particulier avec la commission Économie. En 2016, la CREG y a exposé à différentes reprises ses rapports et avis, contribuant ainsi à consolider la politique énergétique belge. À chaque fois qu’elle a été invitée par la commission Économie à fournir des explications, la CREG a été chaleureusement remerciée pour la très grande expertise dont elle a fait preuve.
Enfin, la réglementation européenne est désormais indisso- ciable de notre politique énergétique actuelle. Dans l’esprit du troisième paquet énergie, la CREG a donc à cœur de partici- per à l’achèvement du marché intérieur de l’énergie de l’Union européenne et à la protection des intérêts des consomma- teurs finals. En 2016, la CREG a entamé l’étude des futurs règlements et directives que la Commission européenne a proposés en matière d’énergie. La révision de la directive sur l’efficacité énergétique, l’Energy Market Design, la révision de la directive sur les « sources d’énergie renouvelable », ainsi que le volet relatif au consommateur et le cadre régulatoire au sein de l’ACER, sont suivis de près par la CREG. La CREG a en effet pour tâche de vérifier les éventuelles répercussions de ces nouvelles propositions de loi de la Commission eu- ropéenne sur le marché et d’en identifier les conséquences potentielles pour l’ensemble des consommateurs. Dans ce cadre, la CREG collabore avec les régulateurs régionaux pour les matières qui ressortent de leur compétence, ainsi qu’avec d’autres instances compétentes au niveau fédéral. La CREG examinera les textes proposés en se fondant sur ses valeurs fondamentales d’objectivité et d’indépendance et en défen- dant l’intérêt de tous les consommateurs.
Marie-Pierre Fauconnier
Présidente du Comité de direction Mars 2017
Les principales évolutions
législatives nationales
2
2.1. Mise en conformité des lois gaz et
électricité avec le troisième paquet énergie européen
Par une loi du 8 janvier 2012, les lois gaz et électricité avaient été modifiées en vue de transposer en droit belge le troisième pa- quet énergie européen, et en particulier les directives 2009/72/
CE et 2009/73/CE. La Commission européenne a toutefois ini- tié une procédure en manquement à l’encontre de l’État belge, estimant que la transposition ainsi réalisée était imparfaite.
Dans une mise en demeure, puis un avis motivé adressés à la Belgique, la Commission a notamment fait valoir que les pouvoirs conférés à l’autorité nationale de régulation (la CREG) en matière de sanction administrative n’étaient pas suffisants, et que le régime de dérogation accordé à Interconnector UK (« IUK ») – un gazoduc à haute pression reliant les réseaux de transport de gaz belge et britannique – était contraire à la directive 2009/73/CE, une interconnexion devant être traitée identiquement à toute autre installation de transport.
Une loi du 25 décembre 20161 adapte les lois gaz et électrici- té en vue de répondre à ces deux critiques. Ainsi, le montant maximum des amendes administratives que la CREG peut in- fliger en vertu de ces lois est porté à 10% du chiffre d’affaires que l’entreprise visée a réalisé sur le marché du gaz ou de l’électricité selon le cas, au cours du dernier exercice clôturé.
Auparavant, le montant maximum de l’amende était fixé au montant le plus élevé entre 3% du chiffre d’affaires et 2 mil- lions d’euros.
La loi du 25 décembre 2016 insère par ailleurs dans la loi gaz des dispositions organisant un régime régulatoire pour la ges- tion des interconnexions gazières. D’abord, il est précisé que la désignation d’un gestionnaire d’une interconnexion ne peut
intervenir avant la certification de celui-ci, conformément aux dispositions de la loi organisant la séparation patrimoniale (« ownership unbundling »), entre les activités de gestion de réseau et les activités exercées en concurrence. Ensuite, la loi organise la procédure d’adoption de la méthodologie tari- faire (par la CREG) et des tarifs (par le gestionnaire de l’inter- connexion), qui doivent tous deux être objectifs, transparents, non discriminatoires et conformes au règlement (CE) 715/2009 et aux décisions de la Commission européenne et de l’ACER. Il convient de souligner que le législateur n’a pas entendu appli- quer à la méthodologie tarifaire pour les interconnexions, ni la procédure détaillée d’adoption, ni l’ensemble des lignes direc- trices tarifaires applicables en matière de gestion du réseau de transport de gaz naturel, d’installation de stockage et d’instal- lation de GNL. La loi du 25 décembre 2016 définit également les obligations du gestionnaire d’une interconnexion, parmi lesquelles celle de développer, exploiter et entretenir l’inter- connexion de manière sûre, fiable et efficace, et celle d’éla- borer un contrat de transport, à faire approuver par la CREG.
Enfin, la loi rend applicables à la gestion d’une interconnexion certaines compétences de la CREG, de même que les disposi- tions organisant la Chambre de litiges.
2.2. Modification du mécanisme de soutien à l’électricité offshore
La loi électricité contient, en son article 7, certaines disposi- tions organisant un mécanisme de soutien au bénéfice de la production d’électricité à partir de l’eau, des courants ou des vents dans les espaces marins sur lesquels la Belgique peut exercer sa juridiction. Parmi ces mesures figurent la prise en charge d’une partie du coût du câble sous-marin reliant le parc offshore au réseau de transport ainsi que des modalités avan- tageuses en matière de calcul d’écart de production.
S’agissant du câble sous-marin, la loi électricité prévoyait, avant sa modification, d’une part, la prise en charge par le ges- tionnaire du réseau de transport, d’un montant maximal de 25 millions d’euros – cette mesure reste inchangée – et, d’autre part, l’augmentation du prix minimal de rachat des certificats verts octroyés aux producteurs offshore qui avaient obtenu le droit de ne pas se raccorder aux installations de transport d’électricité offshore. Une loi du 21 juillet 20162 adapte cette dernière mesure, en précisant que l’augmentation du prix de rachat du certificat vert n’est plus forfaitaire (12 €/MWh) mais fixée par la CREG sur la base des offres reçues pour la four- niture et l’installation du câble. Ce mécanisme vaut pour les parcs offshore ayant passé leur financial close après le 1er mai 2016 et est désormais également applicable aux parcs qui se raccordent à une installation de transport d’électricité offshore.
Par ailleurs, le mécanisme d’écart de production, organisé à l’article 7, § 3, de la loi électricité, avait pour but de com- penser, à des tarifs préférentiels, les écarts constatés entre les nominations et la production effective d’électricité par les producteurs offshore. Toutefois, comme la CREG l’avait déjà fait valoir dans son étude 1462 du 15 octobre 20153, ce méca- nisme contrevenait aux Lignes directrices de la Commission européenne concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-2020. Ces lignes directrices prévoient en effet notamment que, en ce qui concerne les aides en faveur de l’électricité produite à partir de sources renouvelables, les bénéficiaires doivent être soumis à des responsabilités standard en matière d’équilibrage, sauf s’il n’existe pas de marchés d’équilibrage intra-journaliers concur- rentiels (§ 124). Le législateur a donc décidé d’abroger l’article 7, § 3, de la loi électricité.
1 Loi du 25 décembre 2016 portant des dispositions diverses en matière d'énergie (Moniteur belge du 29 décembre 2016).
2 Loi du 21 juillet 2016 modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité en ce qui concerne la modification du mécanisme en vue de l'octroi de certificats verts pour l'électricité produite conformément à l'article 6, le financement du câble sous-marin et l'écart de production (Moniteur belge du 26 septembre 2016).
3 Étude (F)151015-CDC-1462 relative à l’analyse du soutien à l’énergie éolienne offshore incluant le rapport annuel sur l'efficacité du prix minimum pour l'énergie éolienne offshore.
2.3. La révision de la loi sur la contribution de répartition nucléaire
La fin de l’année 2016 a également marqué l’aboutissement de la procédure de prolongation des centrales de Doel 1 et Doel 2. Cette procédure de prolongation avait été initiée par l’adoption d’une loi, le 28 juin 2015, modifiant la loi du 31 jan- vier 2003 sur la sortie progressive de l'énergie nucléaire à des fins de production industrielle d'électricité afin de garantir la sécurité d'approvisionnement sur le plan énergétique, char- geant notamment l’État de conclure une convention avec le propriétaire de ces centrales afin de préciser les modalités de calcul de la redevance due pour cette prolongation. Après la si- gnature de cette convention, une nouvelle loi, du 12 juin 20164, a à nouveau modifié la loi du 31 janvier 2003 précitée afin de fixer dans la loi le montant annuel de cette redevance et d’en préciser le sort en cas d’arrêt définitif de l’une ou des cen- trales nucléaires visées. Enfin, une loi du 25 décembre 20165 a défini les dispositions relatives à la contribution de réparti- tion nucléaire pour les années 2016 à 2026, à savoir l’impôt dû par les exploitants et sociétés disposant de quotes-parts dans les quatre centrales nucléaires non-prolongées (Doel 3, Doel 4, Tihange 2 et Tihange 3) et ce, jusqu’à l’arrêt définitif de la dernière de ces centrales. Cette loi attribue des compé- tences complémentaires à la CREG et modifie également la loi électricité.
La détermination du montant de la contribution de répartition nucléaire est répartie en trois périodes. Dans la première pé- riode, c’est-à-dire pour l’année 2016, la loi fixe directement le montant de la contribution. Pour la deuxième période, allant de 2017 à 2019 inclus, le montant de la contribution est égal au montant le plus élevé entre un montant minimal défini par
la loi (177 millions d’euros) et un montant correspondant à 38%
de la marge de profitabilité des centrales nucléaires visées. La CREG est chargée de donner chaque année un avis sur cette marge de profitabilité ; le montant de la contribution est en- suite fixé par le Roi puis confirmé par une loi. Pour la troisième période, couvrant les années 2020 à 2026, la formule est iden- tique, à la différence que le montant minimal n’est plus fixé di- rectement par la loi. À cet égard, la CREG est chargée de fixer, tous les trois ans, les coûts fixes et variables liés à l’exploita- tion des centrales visées. Pour ce faire, la CREG doit établir, sur proposition des exploitants, une méthodologie définissant les modalités de détermination des coûts fixes et variables. La CREG est également chargée de donner un avis sur le montant minimal annuel, valable pour trois ans, de la contribution de répartition.
Les montants des contributions de répartition pour les années 2017 à 2026 font par ailleurs l’objet d’un mécanisme de dé- gressivité, afin de tenir compte de la faculté contributive et des risques liés à la taille du parc de production de chacun des redevables.
La loi du 25 décembre 2016 modifie la loi électricité sur deux points : d’une part, elle attribue à la CREG le pouvoir de requé- rir des exploitants et des sociétés disposant de quotes-parts dans ces centrales toute information nécessaire à l’accomplis- sement des missions que la loi du 11 avril 2003 précitée lui attribue ; d’autre part, elle ajoute à la liste des décisions de la CREG contre lesquelles un recours peut être intenté auprès de la cour d’appel de Bruxelles6 celles que la CREG prend en application de la loi du 11 avril 2003 telle que modifiée par la loi du 25 décembre 2016.
4 Loi du 12 juin 2016 modifiant la loi du 31 janvier 2003 sur la sortie progressive de l'énergie nucléaire à des fins de production industrielle d'électricité, en vue de la fixation de la redevance annuelle due pour la prolongation des centrales nucléaires Doel 1 et Doel 2 (Moniteur belge du 22 juin 2016).
5 Loi du 25 décembre 2016 portant modifications 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 et de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité (Moniteur belge du 29 décembre 2016).
6 Il convient de noter que la loi du 25 décembre 2016 modifiant le statut juridique des détenus et la surveillance des prisons et portant des dispositions diverses en matière de justice (Moniteur belge du 30 décembre 2016) a créé, au sein de la cour d’appel de Bruxelles, une section – appelée « Cour des marchés » – spécialement compétente pour traiter les affaires des marchés. Cette cour est compétente pour le contrôle des décisions de la CREG en application des lois gaz et électricité.
Le marché de l’électricité
3
3.1. Régulation
3.1.1. La production d’électricité
3.1.1.1. Les autorisations de production d’électricité Suite à l’entrée en vigueur de la loi du 8 janvier 2012 portant modification de la loi électricité, l’arrêté royal du 11 octobre 2000 relatif à l’octroi des autorisations individuelles couvrant l’établissement d’installations de production d’électricité doit encore être revu. Dans l’attente, la direction générale de l’Énergie instruit les nouveaux dossiers de demande et la CREG formule des avis sur la base de l’arrêté royal du 11 oc- tobre 2000 en vigueur.
En 2016, la CREG a rendu deux avis en matière d’autorisation de production d’électricité.
Le premier portait sur la nécessité d’un renouvellement d’une autorisation individuelle du parc éolien d'Estinnes suite au changement de contrôle par l’achat de Windvision Windfarm Estinnes SA par CGN Europe Energy Belgium Holding Limited.
La CREG a rendu un avis favorable7 au maintien de l'autorisa- tion individuelle de production délivrée à Windvision Windfarm Estinnnes SA.
Le second portait sur la nécessité de renouveler une autorisation individuelle pour la centrale TGV de Marcinelle suite au changement de contrôle par l’achat de Marcinelle Energie SA par Direct Energie SA. La CREG a rendu un avis favorable8 au maintien de l'autorisation individuelle de produc- tion délivrée à Marcinelle Energie SA.
Par arrêté ministériel du 4 mars 2016 (Moniteur belge du 14 avril 2016), la SA EDF Luminus s’est vu octroyer une autori- sation individuelle pour l'établissement d'une installation de production d'électricité de type parc éolien d'une puissance de 41,6 MWe située sur le territoire des communes de Vil- lers-le-Bouillet, Wanze et Verlaine (la CREG avait rendu un avis à la ministre dans ce dossier le 17 juillet 2015).
La SA Bee Power Gent s’est vu octroyer, par arrêté ministériel du 15 mars 2016 (Moniteur belge du 29 mars 2016), une auto- risation individuelle pour l'établissement d'une installation de production d'électricité de type centrale biomasse d'une puis- sance de 200 MWe située sur le territoire de la ville de Gand sur les terrains de Ghent Coal Terminal (la CREG avait rendu un avis à la ministre dans ce dossier le 22 octobre 2015).
Par arrêté ministériel du 13 avril 2016 (Moniteur belge du 26 avril 2016), une autorisation individuelle a été octroyée à la SA Dils-Energie pour l’établissement d’une installation de pro- duction d’électricité, composée de deux Turbines Gaz-Vapeur (TGV), chacune d’une puissance de 460 MWe, sur le territoire de la commune de Dilsen-Stokkem (la CREG avait rendu un avis à la ministre dans ce dossier le 20 novembre 2015).
L'établissement de nouvelles installations de production belges comportant une puissance nette développable infé- rieure ou égale à 25 MWe est par contre exempté de l'au- torisation individuelle préalable visée par l'arrêté royal du 11 octobre 2000 précité mais est soumis à une obligation de déclaration préalable à la CREG ainsi qu'au ministre fédéral de l'Énergie ou à son délégué. En 2016, la CREG a reçu trente- cinq déclarations de ce type.
3.1.1.2. La production d’électricité en mer du Nord
A. Les concessions domaniales pour l’énergie éolienne offshore
La CREG a rendu deux avis dans ce cadre en 2016.
Le 7 juillet 2016, elle a rendu un avis9 sur un projet d’arrêté royal relatif aux conditions et à la procédure d'octroi de concessions domaniales, au gestionnaire de réseau de transport d’élec- tricité, pour la construction et l'exploitation d'installations de production d'électricité dans les espaces marins sur lesquels la Belgique peut exercer sa juridiction conformément au droit international de la mer.
Le 27 octobre 2016, la CREG a rendu un avis10 dans le cadre d’une demande de C-Power visant à modifier la constitution de la provision de démantèlement.
B. Les certificats verts
• Le cadre réglementaire
À la demande de la ministre de l’Énergie, le 15 janvier 2016, la CREG a soumis une proposition d'arrêté royal11 modifiant l'arrêté royal du 16 juillet 2002 relatif à l'établissement de mé- canismes visant la promotion de l'électricité produite à partir des sources d'énergie renouvelables, en tenant compte de la décision du Conseil des ministres du 20 novembre 2015 rela- tive à la réforme du soutien à l'énergie éolienne offshore.
7 Avis (A)161125-CDC-1587 relatif à la nécessité d’un renouvellement d’une autorisation individuelle du parc éolien de Estinnes suite au changement de contrôle par l’achat de Windvision Windfarm Estinnes SA par CGN Europe Energy Belgium Holding Limited.
8 Avis (A)161202-CDC-1590 relatif à la nécessité d’un renouvellement d’une autorisation individuelle de la centrale TGV de Marcinelle suite au changement de contrôle par l’achat de Marcinelle Energie SA par Direct Energie SA.
9 Avis (A)160707-CDC-1543 concernant un projet d’arrêté royal relatif aux conditions et à la procédure d'octroi des concessions domaniales au gestionnaire du réseau pour la construction et l'exploitation d'installations nécessaires au transport d’électricité, dans les espaces marins sur lesquels la Belgique peut exercer sa juridiction conformément au droit international de la mer.
10 Avis (A)161027-CDC-1579 relatif à la demande de modification de la concession domaniale pour la construction et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir des vents dans les espaces marins (Thortonbank) attribuée à la SA C-Power par arrêté ministériel du 27 juin 2003 et modifiée par arrêtés ministériels du 3 février 2010 et du 6 mai 2013.
11 Proposition (C)160115-CDC-1505 d’arrêté royal modifiant l’arrêté royal du 16 juillet 2002 relatif à l'établissement de mécanismes visant la promotion de l’électricité produite à partir des sources d’énergie renouvelables.
Le 17 juin 2016, la CREG a soumis une deuxième proposition d’arrêté royal12 modifiant l’arrêté royal du 16 juillet 2002 sus- mentionné. Cette proposition a pour but de traduire dans le texte réglementaire la décision du Conseil des ministres du 9 juin 2016 portant sur la révision du mécanisme de soutien à la production d’électricité offshore. La proposition de la CREG re- voit la formule de détermination du prix minimal de rachat des certificats verts ; elle fixe également, conformément à la déci- sion du Conseil des ministres, le montant du LCOE (« levelised cost of energy ») pour les parcs offshore Rentel et Norther et charge le ministre de l’Énergie de déterminer, sur proposition de la CREG, le niveau du LCOE pour les concessions doma- niales n’ayant pas encore passé leur financial close. Elle réduit par ailleurs de vingt à dix-neuf ans la durée d’application du mécanisme de soutien.
Le 20 octobre 2016, la CREG a soumis une troisième propo- sition13 d’arrêté royal modifiant ledit arrêté royal du 16 juillet 2002. Dans le cadre de la notification du régime de soutien qui sera appliqué à l’électricité produite par les éoliennes offshore, l’État belge et la Commission européenne ont trouvé un ac- cord sur le mécanisme à appliquer à la production d’électricité lorsque le prix du marché de l’électricité est négatif. La ministre de l’Énergie a demandé à la CREG de lui fournir une proposi- tion de modification de l’arrêté royal du 16 juillet 2002 afin de mettre en œuvre cet accord dans la réglementation belge. La proposition de la CREG traduit l’accord intervenu. Elle suggère également de modifier le délai dans lequel le calcul du prix mi- nimal doit intervenir, ainsi que la publication de ce prix minimal, compte tenu de la modification prochaine de la formule du prix minimal, qui intègre désormais le niveau des pertes.
• Les demandes introduites auprès de la CREG Par décisions du 19 juillet 201614 et du 1er septembre 201615, la CREG a fixé les éléments pour la détermination du prix mi- nimum des certificats verts délivrés pour l’électricité produite par les installations de la concession domaniale de Rentel d’une part et de Norther d’autre part. Elle a examiné l'estima- tion des coûts d'exploitation soumise par ces deux entreprises et aussi s'il existe une différence entre le prix de vente contrac- tuel pour l’électricité et un prix nominal moyen égal à 90% du prix de référence de l’électricité. Sur la base de cette analyse, la CREG a défini le LCOE et le facteur de correction qui s'ap- pliquent pour établir le prix minimum des certificats verts de l'électricité produite par les éoliennes offshore situées sur les concessions domaniales concernées.
Par décisions du 16 septembre 201616 et du 22 septembre 201617, la CREG a approuvé la proposition de contrat pour l’achat de certificats verts entre Elia et Rentel d’une part et Elia et Norther d’autre part. L'obligation d'achat de certificats verts pour l'électricité produite à partir de l'énergie éolienne offshore fait en effet l'objet, sur proposition du gestionnaire du réseau de transport, d'un contrat entre le titulaire de la conces- sion domaniale et le gestionnaire de réseau.
• Évolution de la capacité installée en énergie éolienne offshore et de l’électricité verte produite
La puissance installée totale d'éoliennes offshore est restée inchangée en 2016 (713,1 MW). La construction du parc éolien de Nobelwind (165 MW) a été entamée en avril 2016 mais le parc ne sera mis en service qu’au cours du premier semestre 2017.
Tableau 1 : Puissance nominale des parcs éoliens offshore existants en 2016 (Source : CREG)
Nom du parc Capacité fin 2016
BELWIND 171,0 MW
C-POWER 326,1 MW
NORTHWIND 216,0 MW
Total 713,1 MW
12 Proposition (A)160617-CDC-1539 d’arrêté royal modifiant l’arrêté royal du 16 juillet 2002 relatif à l'établissement de mécanismes visant la promotion de l'électricité produite à partir des sources d'énergie renouvelables.
13 Proposition (C)161020-CDC-1577 d’arrêté royal modifiant l’arrêté royal du 16 juillet 2002 relatif à l'établissement de mécanismes visant la promotion de l'électricité produite à partir des sources d'énergie renouvelables.
14 Décision (B)160719-CDC-1541 relative à la fixation des éléments pour la détermination du prix minimum des certificats verts délivrés pour l’électricité produite par les installations de la concession domaniale de Rentel.
15 Décision (B)160901-CDC-1550 relative à la fixation des éléments pour la détermination du prix minimum des certificats verts délivrés pour l’électricité produite par les installations de la concession domaniale de Norther.
16 Décision (B)160916-CDC-1560 relative à la demande d’approbation de la proposition de contrat pour l’achat de certificats verts entre la S.A. Elia System Operator et la S.A. Rentel.
17 Décision (B)160922-CDC-1563 relative à la demande d’approbation de la proposition de contrat pour l’achat de certificats verts entre la S.A. Elia System Opératoire et la S.A. Norther.
En 2016, tous les parcs éoliens offshore ont injecté ensemble 2.315 GWh dans le réseau de transport.
La production nette d'électricité (avant transformation) de toutes les éoliennes offshore certifiées s'élevait à 2.388 GWh pour l'an- née 2016, ce qui représente une diminution de près de 8,6% par rapport à la production nette en 2015 (2.612 GWh).
La production nette mensuelle par titulaire de concession domaniale est illustrée à la figure 2. Le load factor moyen en 2016 (la production divisée par la capacité installée) varie de minimum 26% en septembre à maximum 64% en janvier. Le load factor varie également de manière significative entre parcs éoliens (36% pour C-Power, 38% pour Belwind et 42% pour Northwind).
La CREG octroie un certificat vert par MWh produit net. En 2016, la CREG a octroyé un volume de certificats verts d'une valeur de 249.684.311 € aux trois parcs éoliens offshore opérationnels.
C. Les garanties d’origine
La CREG a continué d’assurer la gestion de la banque de don- nées de garanties d’origine en 2016. Cette banque de données délivre des garanties d’origine aux producteurs d'énergie éo- lienne offshore, que ces derniers peuvent ensuite exporter vers d’autres marchés européens. Pour ce faire, la CREG est membre de l’Association of Issuing Bodies (AIB), une asso- ciation qui gère le hub dans lequel la majorité des banques de données européennes sont reliées entre elles. Plus spéci- fiquement, la CREG a participé à des assemblées générales et des groupes de travail, ainsi qu’à un panel d’évaluation chargé d’analyser les éventuelles infractions aux règles EECS (European Energy Certificate System). Le suivi technique des systèmes a également fait l’objet d'une attention particulière, notamment la transition vers un nouveau hub.
Figure 1 : Évolution de la capacité installée en énergie éolienne offshore par parc entre avril 2009 et décembre 2016 (Source : CREG)
avr./09 août./09 déc;/09 avr../10 août./10 déc;/10 avr./11 août./11 déc;/11 avr./12 août./12 déc;/12 avr./13 août./13 déc;/13 avr./14 août./14 déc;/14 avr./15 août./15 déc;/15 avr./16 août./16 déc;/16
C-Power Belwind Northwind
MW
0 100 200 300 400 500 600 700 800
avr./09 août./09 déc;/09 avr../10 août./10 déc;/10 avr./11 août./11 déc;/11 avr./12 août./12 déc;/12 avr./13 août./13 déc;/13 avr./14 août./14 déc;/14 avr./15 août./15 déc;/15 avr./16 août./16 déc;/16
C-Power Belwind Northwind
GWh
Figure 2 : Production nette d'électricité verte offshore par parc entre avril 2009 et décembre 2016 (Source : CREG)
0 50 100 150 200 250 300 350 400
3.1.1.3. Analyse du soutien à l’énergie éolienne offshore À la demande de la ministre de l’Énergie, la CREG a analysé18 les dernières évolutions du marché en matière de soutien à l’énergie éolienne offshore.
Dans la partie I de l’étude, la CREG analyse les résultats de l’attribution de l’appel d’offres de Borssele I + II. À cet effet, les informations disponibles sur l’offre retenue de DONG pour les lots Borssele I et II ont été modélisées. Ensuite, le soutien au projet Borssele a été transposé à la situation belge.
La méthodologie de l’étude de la CREG de 2016 diffère donc de celle de l’étude (F)151015-CDC-1462. L’étude de 2016 repose sur l’offre retenue de DONG, transposée à partir de faits pou- vant être objectivement constatés (densité, aspects fiscaux, ...).
Dans l’étude 1462 précitée, la CREG a entre autres calculé le LCOE pour les parcs éoliens de Rentel et Norther sur la base des informations disponibles à ce moment-là qui ont été four- nies par les titulaires de concessions domaniales concernés.
La partie I de l’étude comporte également une brève explica- tion, mais non détaillée, du soutien au projet allemand Merkur, qui a atteint son financial close en août 2016, ainsi que de la tendance à la baisse du soutien à l’offshore, assortie entre autres des résultats des appels d’offres Danish North Sea et Kriegers Flak. Enfin, la partie I se termine par la discussion du résultat de l’appel d’offres Borssele III+IV et la modélisation de l’offre retenue.
Dans la partie II de l’étude en question, la CREG a tenté de transposer le résultat des appels d’offres de Borssele III+IV en un soutien représentatif des trois dernières concessions domaniales (Northwester 2, Seastar et Mermaid). Les diffé- rences pouvant être objectivement constatées entre les Pays- Bas et la Belgique ont été prises en compte dans cet exercice.
3.1.1.4. Étude sur la rentabilité d’unités de production locales contrôlables
En juin 2016, la CREG a reçu le rapport d’une étude relative au calcul de la rentabilité des unités de production locale contrôlable.
Cette étude a été réalisée par PwC pour le compte de la CREG.
Ce rapport montre que la cogénération s’avère très rentable pour quatre types de clients présentant un profil de charge de base et un prélèvement d'électricité de 2 à 6 GWh. Les résultats de ce rapport sont moins univoques pour les moteurs à gaz.
Suite à ce rapport, la CREG a réalisé une étude19 afin de déter- miner plus précisément la rentabilité de ces moteurs à gaz. En cas d’utilisation du moteur à gaz à des fins d’arbitrage sur le marché journalier et sur le marché de l’équilibrage, l’investis- sement est jugé positif. Le client final pourra par conséquent s’appuyer sur cette étude pour déterminer, sur la base des quatre profils étudiés, s’il est rentable d’investir dans des uni- tés de production locale.
3.1.2. La fourniture d’électricité
3.1.2.1. La fourniture aux clients raccordés au réseau de transport
Le tableau suivant reprend la part de marché d’Electrabel et des autres fournisseurs relative à la fourniture d’électricité nette20 aux gros clients industriels raccordés au réseau de transport fédéral (tension supérieure à 70 kV).
Par rapport à 2015, le volume total d’énergie prélevée en 2016 par les clients finals du réseau de transport a diminué de 14,58% (10.920 GWh), le niveau le plus bas de la période étudiée.
Selon une première estimation, la part de marché d’Electrabel s’élèverait à 37,8% en 2016, le niveau le plus bas de ces dix dernières années, en baisse de 36,07% par rapport à 2015. Le nombre des points d’accès d’Electrabel est, en 2016, inférieur à celui des autres fournisseurs.
18 Étude (F)1568 du 19 décembre 2016 relative à l’analyse du soutien à l’énergie éolienne offshore, y compris le rapport annuel sur l’efficacité du prix minimum pour l’énergie éolienne offshore.
19 Étude (F)161027-CDC-1583 relative à la rentabilité d’unités de production locales contrôlables.
20 Ces chiffres ne tiennent pas compte de l’énergie fournie directement par la production locale ni des clients situés au Grand-Duché de Luxembourg.
Fournisseurs Electrabel SA Autres fournisseurs Total
Points d’accès au 1/01/2016 37 47 80*
31/12/2016 38 48 82*
Énergie prélevée (GWh)
2007 12.469 (87,7%) 1.743 (12,3%) 14.211
2008 11.470 (84,0%) 2.183 (16,0%) 13.654
2009 10.807 (87,6%) 1.526 (12,4%) 12.333
2010 12.163 (88,7%) 1.551 (11,3%) 13.714
2011 11.693 (90,2%) 1.265 (9,8%) 12.958
2012 8.247 (67,0%) 4.069 (33,0%) 12.316
2013 7.484 (57,6%) 5.519 (42,4%) 13.004
2014 8.598 (62,6%) 5.130 (37,4%) 13.728
2015 6.465 (50,6%) 6.318 (49,4%) 12.783
2016 4.133 (37,8%) 6.787 (62,2%) 10.920
(*) Étant donné que quatre points d'accès ont été alimentés en même temps, pendant l'année 2016, par deux fournisseurs, le nombre de points d'accès total est globalement plus bas de quatre unités que le nombre total de points d'accès de l'ensemble des fournisseurs.
Tableau 2 : Énergie prélevée par les clients raccordés au réseau de transport fédéral pour les années 2007 à 2016 (Sources : Elia, CREG)
Les autorisations fédérales de fourniture d’électricité visant à approvisionner les clients raccordés directement au réseau de transport sont octroyées par le ministre de l’Énergie sur propo- sition de la CREG pour une période de cinq ans.
En 2016, la CREG a soumis sept propositions d’octroi à la mi- nistre suite aux demandes d’autorisation de fourniture d’élec- tricité émanant d’Enovos Luxembourg, Essent Belgium, Axpo Benelux, Uniper Global Commodities, Next Kraftwerke Bel- gium, Vlaams Energiebedrijf et Eneco.21
Au cours de l’année 2016, la ministre de l’Énergie a délivré une autorisation individuelle de fourniture d’électricité à Enovos Luxembourg SA22, Essent Belgium SA23, Uniper Global Com- modities SE24, Axpo Benelux SA25, Next Kraftwerke Belgium26, Vlaams Energie Bedrijf NV27.
3.1.2.2. Les prix maximaux
• Pour les clients non protégés dont le contrat de fourniture a été résilié
Les prix maximaux applicables par les gestionnaires de ré- seau de distribution aux clients non protégés dont le contrat de fourniture a été résilié (également appelés « clients drop- pés ») sont calculés semestriellement par les gestionnaires de réseau de distribution et vérifiés par la CREG. Ils sont éta- blis comme suit : prix de l’énergie + transport + distribution + marge. La CREG est chargée du suivi des modalités de calcul de la marge.
• Pour les clients résidentiels protégés à revenus modestes ou à situation précaire
Conformément à la législation en vigueur, la CREG a calcu- lé et publié les tarifs sociaux applicables du 1er février 2016 au 31 juillet 2016 (Moniteur belge du 2 février 2016) et du 1er août 2016 au 31 janvier 2017 (Moniteur belge du 14 septembre 2016) pour la fourniture d'électricité aux clients résidentiels protégés à revenus modestes ou à situation précaire.
Le prix social maximum (hors T.V.A. et autres taxes) pour la fourniture d’électricité, pour la période du 1er février 2016 au 31 juillet 2016 inclus, s’élevait à 13,142 c€/kWh (0,13142 €/kWh) pour le tarif simple, 14,796 c€/kWh (0,14796 €/kWh) pour le tarif bi-horaire (heures pleines), 9,921 c€/kWh (0,09921 €/
kWh) pour le tarif bi-horaire (heures creuses) et 7,073 c€/kWh (0,07073 €/kWh) pour le tarif exclusif de nuit.
Le prix social maximum (hors T.V.A. et autres taxes) pour la four- niture d’électricité, pour la période du 1er août 2016 au 31 janvier 2017 inclus, s’élevait à 13,221 c€/kWh (0,13221 €/kWh) pour le tarif simple, 14,022 c€/kWh (0,14022 €/kWh) pour le tarif bi-ho- raire (heures pleines), 10,622 c€/kWh (0,10622 €/kWh) pour le tarif bi-horaire (heures creuses) et 7,186 c€/kWh (0,07186 €/
kWh) pour le tarif exclusif de nuit.
Ces tarifs sont exprimés hors cotisation fédérale, redevance de raccordement (Wallonie) et cotisation fonds énergie (Flandre).
Les autres taxes relatives aux tarifs de réseaux (transport et/
ou distribution) sont incluses.
La CREG a également procédé à l’évaluation du montant né- cessaire à l’alimentation du fonds clients protégés électricité qui est à la base du calcul de la composante clients protégés de la cotisation fédérale (voir le point 5.9.2 du présent rapport).
Dans ce cadre la CREG publie deux fois par an les compo- santes « énergie de référence » pour l’électricité et le gaz naturel à l'attention des fournisseurs et des gestionnaires de réseau de distribution, dans le cadre du remboursement des créances clients protégés.
• Proposition de la CREG
Le 20 octobre 2016, sur demande de la ministre de l’Énergie, qui fait elle-même suite à des remarques formulées par la FEBEG, la CREG a proposé28 des adaptations à l’arrêté royal du 29 mars 2012 fixant les règles de détermination du coût de l'application des tarifs sociaux par les entreprises et les règles d'intervention pour leur prise en charge.
21 Proposition (E)160114-CDC-1504 relative au renouvellement de l'autorisation de fourniture d'électricité d’Enovos Luxembourg, proposition (E)160204-CDC-1511 relative au renouvellement de l'autorisation de fourniture d'électricité d’Essent Belgium, proposition (E)160512-CDC-1529 relative au renouvellement de l'autorisation de fourniture d'électricité de Axpo Benelux SA, proposition (E)160526-CDC-1533 relative au renouvellement de l'autorisation de fourniture d'électricité de Uniper Global Commodities SE, proposition (E)161027-CDC-1582 relative à l’octroi d’une autorisation de fourniture d’électricité à Next Kraftwerke Belgium SPRL, proposition (E)161110-CDC-1585 relative à l’octroi d’une autorisation de fourniture d’électricité à Vlaams Energiebedrijf NV (VEB) et proposition (E)1599 du 22 décembre 2016 relative à l’octroi d’une autorisation de fourniture d’électricité à Eneco België BV.
22 Arrêté ministériel du 24 février 2016 (Moniteur belge du 3 mars 2016).
23 Arrêté ministériel du 24 février 2016 (Moniteur belge du 7 mars 2016).
24 Arrêté ministériel du 20 juin 2016 (Moniteur belge du 30 juin 2016).
25 Arrêté ministériel du 17 juin 2016 (Moniteur belge du 30 juin 2016).
26 Arrêté ministériel du 2 décembre 2016.
27 Arrêté ministériel du 16 décembre 2016.
28 Proposition (C)161020-CDC-1576 d’arrêté royal modifiant l’arrêté royal du 29 mars 2012 fixant les règles de détermination du coût de l'application des tarifs sociaux par les entreprises d'électricité et les règles d'intervention pour leur prise en charge et proposition (C)161020-CDC-1578 d’arrêté royal modifiant l’arrêté royal du 29 mars 2012 fixant les règles de détermination du coût de l'application des tarifs sociaux par les entreprises de gaz naturel et les règles d'intervention pour leur prise en charge.
3.1.2.3. L’évolution et les fondamentaux du prix de l’électricité
La CREG a poursuivi en 2016 la publication d’un tableau de bord mensuel qui a pour but d’informer tous les acteurs concernés des évolutions importantes des facteurs influençant le prix de l’électricité.
Pour le marché de gros, la CREG suit principalement l'évolu- tion d'un certain nombre de paramètres fondamentaux dans la formation des prix de l'électricité et du gaz naturel sur les bourses belges et voisines (Allemagne, France, Pays-Bas).
En ce qui concerne le marché de détail, la CREG y montre l'évolution, par région, du prix all-in de l'électricité et du gaz naturel en Belgique pour:
- les clients résidentiels Dc électricité (3.500 kWh/an, mono-horaire)
- les clients résidentiels T2 gaz naturel (23.260 kWh/an) - les clients sociaux
- les clients droppés
- les PME électricité (50.000 kWh/an, mono-horaire) et - les PME gaz naturel (100.000 kWh/an).
La CREG y compare également le prix moyen all-in de l'électri- cité et du gaz naturel facturé aux clients résidentiels Dc élec- tricité, T2 gaz naturel et aux PME électricité et gaz naturel en Belgique et dans les pays voisins (Allemagne, France, Pays- Bas et Royaume-Uni).
La CREG publie par ailleurs tous les six mois dans une note distincte, les résultats tirés de la comparaison internationale des prix de l’énergie entre la Belgique et les pays voisins (Al- lemagne, France, Pays-Bas et Royaume-Uni). Les graphiques que la CREG publie dans ce cadre présentent un aperçu des différentes composantes de la facture annuelle moyenne
d’énergie dans les cinq pays, à la fois pour les clients résiden- tiels et les PME.
Voici quelques évolutions constatées en 2016 : Électricité:
- Depuis 2016, la Flandre n’applique plus les 100 kWh gratuits pour les clients résidentiels électricité.
- En mars 2016, la contribution au fonds énergie en Flandre a été modifiée. Elle est formée désormais par une surcharge annuelle par point de prélèvement d’électricité sans applica- tion de la TVA.
- Début 2016, les tarifs de distribution et les tarifs de transport (depuis 2016, le calcul suit une nouvelle méthodologie) ont été adaptés.
- Dans les pays voisins, aucune nouvelle surcharge n'a été instaurée en 2016 ; les tarifs de réseau et les surcharges déjà existants ont toutefois été adaptés, comme c'est le cas chaque année.
Gaz naturel:
- Début 2016, les tarifs de distribution et les tarifs de transport ont été adaptés.
- Dans les pays voisins, aucune nouvelle surcharge n'a été instau- rée en 2016 ; les tarifs de réseau et surcharges déjà existants ont toutefois été adaptés, comme c'est le cas chaque année.
3.1.3. Le transport et la distribution
3.1.3.1. La dissociation et la certification du gestionnaire du réseau de transport
Conformément à sa compétence de surveillance du respect permanent des exigences de dissociation (unbundling) par le gestionnaire du réseau de transport, la CREG a contrôlé en 2016 la nomination de deux nouveaux membres des conseils
d’administration d’Elia System Operator et Elia Asset, à savoir un administrateur non indépendant et un administrateur in- dépendant (voir également le point 3.1.3.2 ci-après) ainsi que celle de deux nouveaux membres des comités de direction d’Elia System Operator et Elia Asset.
3.1.3.2. La gouvernance d’entreprise
La CREG a pris connaissance du rapport d’activités du comité de gouvernance d'entreprise d'Elia System Operator et d’Elia Asset pour l'année 2015 dans le cadre du contrôle de l'applica- tion des articles 9 et 9ter de la loi électricité et de l’évaluation de son efficacité au regard des objectifs d'indépendance et d'impartialité de la gestion du réseau de transport.
La CREG a également pris connaissance du rapport du Com- pliance Officer relatif au respect du programme d'engage- ments par les membres du personnel d'Elia System Operator et d’Elia Asset en 2015. Ce programme d'engagements veille à éviter tout traitement discriminatoire des utilisateurs du ré- seau et/ou de catégories d'utilisateurs du réseau.
La CREG a interrogé respectivement le comité de gouver- nance d’entreprise, le Compliance Officer et les services d’Elia pour obtenir des explications supplémentaires au sujet de ces rapports, ce qui lui a permis de vérifier la mise en œuvre des tâches légales d’Elia.
Le 22 juin 2016, la CREG a constaté, par avis conforme favo- rable29, que monsieur Michel Allé satisfaisait à la notion d’« ad- ministrateur indépendant » pour ce qui est de son mandat dans les conseils d’administration de la SA Elia System Operator et de la SA Elia Asset. Par ailleurs, il ressort de l’analyse de docu- ments et d’informations complémentaires que sa nomination est compatible avec le respect, par la SA Elia System Operator, des règles de dissociation de propriété.
29 Avis (A)160622-CDC-1542 sur l’indépendance de monsieur Michel Allé en tant qu’administrateur indépendant au sein des conseils d’administration d’Elia System Operator SA et d’Elia Asset SA.
3.1.3.3. Les réseaux fermés industriels
Sur proposition de la direction générale de l’Énergie, et après avis de la CREG et du gestionnaire du réseau, la ministre de l'Énergie peut conférer la qualité de gestionnaire de réseau fer- mé industriel, pour la partie exploitée à une tension nominale supérieure à 70 kV, à la personne physique ou morale proprié- taire d'un réseau ou disposant d'un droit d'usage sur celui-ci si elle en a fait la demande conformément à la loi électricité. Se- lon la même procédure, la ministre peut reconnaître le réseau comme réseau fermé industriel sous réserve que les régions concernées aient la possibilité d'émettre un avis dans un délai de soixante jours.
Dans ce cadre, en 2016, la CREG a rendu un avis relatif à une demande de la SA Essent Energie Belgique30.
3.1.3.4. Le fonctionnement technique
A. Les contrats d’accès et de responsable d’accès En février 2016, Elia a soumis à la CREG une demande d'appro- bation des modifications apportées aux conditions générales du contrat de responsable d'accès (dits « contrat ARP ») pour les rendre conformes à toutes les fonctionnalités techniques possibles de la proposition d'Elia relative à l'allocation in- tra-journalière de capacité sur les interconnexions France-Bel- gique et Pays-Bas-Belgique. Par décision du 18 février 2016, la CREG a approuvé31 la proposition d’Elia.
Le 27 mai 2016, la CREG a reçu d’Elia une seconde demande d’approbation de modifications aux conditions générales du
contrat ARP d’une part et du contrat d’accès d’autre part. Les modifications au contrat ARP proposées portent sur la sup- pression de l'adaptation du périmètre pour les produits de la réserve primaire, la poursuite de l'alignement du contrat aux points spécifiques définis dans le règlement CACM et sur l’in- troduction de la signature électronique et la facturation élec- tronique. Les modifications proposées au contrat d'accès ne concernent que l’introduction de la signature électronique et la facturation électronique. La CREG a décidé d’approuver les modifications proposées par deux décisions du 22 juin 201632. Les modifications proposées ont dans les deux cas fait l’objet d’une consultation publique par Elia.
B. Les services auxiliaires et d’équilibrage
• La puissance de réserve
Elia doit évaluer et déterminer la puissance de réserve pri- maire, secondaire et tertiaire qui contribue à assurer la sécuri- té, la fiabilité et l’efficacité du réseau de transport dans la zone de réglage. Elle est tenue de communiquer pour approbation à la CREG sa méthode d’évaluation et le résultat de celle-ci.
Le 19 juillet 2016, la CREG a décidé33 d'approuver, après une consultation publique des acteurs du marché, la méthode d’évaluation et la détermination de la puissance de réserve pri- maire, secondaire et tertiaire pour 2017, telles que proposées par Elia. La CREG assortit toutefois sa décision de considéra- tions portant notamment sur l'information mise à disposition du marché par Elia, sur la connaissance préalable de la dispo- nibilité et des prix des contrats de réserve de dernier recours
entre gestionnaires de réseau de transport, sur la participation de la demande aux différents types de réserves et la mutation des produits vers une plus grande neutralité technologique, dans laquelle s’inscrit la fin du produit R3 ICH au 31 décembre 2017.
• Les offres de prix et de volumes pour les services auxiliaires
Afin d’assurer la sécurité, la fiabilité et l’efficacité du réseau de transport, Elia doit pouvoir disposer en permanence d’un certain nombre de services auxiliaires, dont les modalités sont reprises dans le règlement technique du 19 décembre 2002 pour la gestion du réseau de transport et l’accès à celui-ci.
L’acquisition de ces services pour les volumes requis et dans des conditions de prix raisonnables s’est à plusieurs reprises avérée difficile depuis le début de la régulation dès lors qu’il n’y a qu’un seul acheteur en Belgique (Elia) et un nombre limi- té de vendeurs. En conformité avec l’article 12quinquies de la loi électricité, la promulgation d’arrêtés royaux imposant des conditions de prix et de volume a donc été nécessaire (voir notamment le rapport annuel 2015, page 22).
Sous l'impulsion de la CREG, Elia a fourni au cours des der- nières années d'importants efforts afin de développer les mar- chés des services auxiliaires, en particulier pour les puissances de réserve, de manière à en réduire les prix, en permettant par exemple à davantage d'acteurs du marché de participer aux procédures d'appel d’offres.
30 Avis (A)160324-CDC-1519 relatif à la demande de la SA Essent Energie Belgique de reconnaissance de son réseau situé sur le site d’Ineos en tant que réseau fermé industriel et de nomination en qualité de gestionnaire de ce dernier pour ce qui concerne la partie exploitée à une tension nominale supérieure à 70 kV.
31 Décision (B)160218-CDC-1512 relative aux modifications des conditions générales des contrats de responsables d'accès, proposées par le gestionnaire du réseau.
32 Décision (B)160622-CDC-1537 sur les modifications des conditions générales des contrats de responsable d’accès proposées par le gestionnaire du réseau et décision (B)160622-CDC-1538 relative aux modifications des conditions générales des contrats d'accès, proposées par le gestionnaire de réseau.
33 Décision (B)160719-CDC-1526 sur la demande d’approbation de la méthode d’évaluation et de la détermination de la puissance de réserve primaire, secondaire et tertiaire pour 2017.
