Rapport Annuel 2019
Commission de Régulation de l'Électricité et du Gaz
Rapport Annuel 2019
3.1.4. L’implémentation des règlements européens et les questions transfrontalières . . . . 30
3.1.4.1. L’accès aux infrastructures transfrontalières . . . 30
3.1.4.2. La cohérence du plan de développement du réseau de transport avec le plan de développement du réseau européen . . . 34
3.1.4.3. L’implémentation des règlements européens CACM, FCA, EB, SO, ER et RfG . . . 34
3.2. Concurrence . . . 40
3.2.1. Le monitoring des prix au niveau du marché de gros et de détail . . . 40
3.2.1.1. Les études réalisées par la CREG . . . 40
3.2.1.2. Le monitoring des prix du marché de l’énergie pour les ménages et les petits consommateurs professionnels. . . 41
3.2.2. Le monitoring de la transparence et de l’ouverture du marché . . . 44
3.2.2.1. L’énergie électrique appelée. . . 44
3.2.2.2. La part de marché de la production de gros. . . 44
3.2.2.3. L’échange d’énergie . . . 45
3.2.2.4. REMIT . . . 49
3.2.2.5. La charte pour une fourniture efficace d’informations dans le cadre de la comparaison des prix pour l'électricité et le gaz . . . 49
3.3. Protection des consommateurs . . . 49
3.4. Sécurité d’approvisionnement . . . 50
3.4.1. Le monitoring de l’équilibre entre l’offre et la demande . . . 50
3.4.2. Le contrôle du plan de développement du réseau de transport . . . 51
3.4.3. La sécurité opérationnelle du réseau . . . 51
3.4.4. Les investissements dans les interconnexions transfrontalières. . . 52
3.4.5. Les mesures visant à couvrir les pics de demande et faire face aux déficits d’approvisionnement . . . 53
3.4.5.1. La réserve stratégique . . . 53
3.4.5.2. L’accès à la gestion de la demande. . . 53
3.4.5.3. La sécurité d’approvisionnement en électricité pour l’hiver 2019-2020. . . 54
3.4.5.4. La valorisation des réserves de production nécessaires à la sécurité du réseau . . . 54
1. Avant-propos . . . 5
2. Les principales évolutions législatives . . . 9
2.1. Les principales évolutions législatives européennes . . . 10
2.2. Les principales évolutions législatives nationales . . . 11
2.2.1. Mécanisme de rémunération de capacité . . . 11
2.2.2. Énergie éolienne offshore . . . 12
2.2.2.1. Mise en place d’une procédure de mise en concurrence. . . 12
2.2.2.2. Mécanisme d’indemnisation des parcs raccordés au MOG . . . 13
2.2.3. Tarifs sociaux de gaz et d’électricité . . . 14
2.2.3.1. Plafonnement des tarifs sociaux . . . 14
2.2.3.2. Élargissement des tarifs sociaux . . . 14
2.2.4. Contrôle de la CREG sur les intermédiaires en énergie . . . 14
2.2.5. Modification du règlement technique . . . 15
3. Le marché de l’électricité . . . 17
3.1. Régulation . . . 18
3.1.1. La production d’électricité . . . 18
3.1.1.1. Les autorisations de production d’électricité . . . 18
3.1.1.2. La production d’électricité en mer du Nord . . . 18
3.1.1.3. La mise en service du Modular Offshore Grid . . . 21
3.1.1.4. Autres missions de vérification et d’avis . . . 21
3.1.2. La fourniture d’électricité . . . 21
3.1.2.1. La fourniture aux clients raccordés au réseau de transport. . . 21
3.1.2.2. Les prix maximaux . . . 22
3.1.2.3. L’évolution et les fondamentaux du prix de l’électricité . . . 23
3.1.3. Le transport et la distribution . . . 23
3.1.3.1. Le renouvellement de la désignation, la dissociation et la certification du gestionnaire du réseau de transport . . . 23
3.1.3.2. La gouvernance d’entreprise . . . 24
3.1.3.3. Les réseaux fermés industriels et le réseau de traction ferroviaire . . . 24
3.1.3.4. Le fonctionnement technique. . . 24
3.1.3.5. Les tarifs de réseau . . . 27
4.1. Régulation . . . 56
4.1.1. La fourniture de gaz naturel . . . 56
4.1.1.1. Les autorisations fédérales de fourniture de gaz naturel. . . 56
4.1.1.2. Les prix maximaux . . . 57
4.1.1.3. L’évolution et les fondamentaux du prix du gaz naturel . . . 58
4.1.2. Le transport et la distribution . . . 58
4.1.2.1. La dissociation et la certification du gestionnaire du réseau de transport. . . 58
4.1.2.2. La gouvernance d’entreprise . . . 58
4.1.2.3. Le fonctionnement technique . . . 59
4.1.2.4. Les tarifs de réseau et les tarifs GNL . . . 61
4.1.3. Les questions transfrontalières et l’intégration du marché. . . 63
4.1.3.1. L’accès aux infrastructures transfrontalières . . . 63
4.1.3.2. La cohérence du plan d’investissements du réseau de transport avec le plan de développement du réseau européen . . . 63
4.1.3.3. L’intégration du marché . . . 63
4.2. Concurrence . . . 65
4.2.1. Le monitoring des prix au niveau du marché de gros et de détail . . . 65
4.2.1.1. Les études réalisées par la CREG . . . 65
4.2.1.2. Le monitoring des prix du marché de l’énergie pour les ménages et les petits consommateurs professionnels. . . 65
4.2.2. Le monitoring de la transparence et de l’ouverture du marché . . . 65
4.3. Protection des consommateurs . . . 65
4.4. Sécurité d’approvisionnement . . . 65
4.4.1. Le monitoring de l’équilibre entre l’offre et la demande . . . 65
4.4.2. Le contrôle des plans d’investissements du gestionnaire de réseau de transport . . . 69
4.4.3. Les prévisions de la demande future, réserves disponibles et capacité supplémentaire. . . 70
4.4.4. La couverture des prélèvements de pointe . . . 71
5.1. Le comité de direction et le personnel de la CREG . . . 74
5.2. Le conseil consultatif du gaz et de l’électricité . . . 76
5.3. La note de politique générale et le rapport comparatif des objectifs et des réalisations de la CREG . . . 78
5.4. Le traitement des questions et plaintes . . . 78
5.5. Les présentations données par la CREG . . . 79
5.6. La CREG et les autres instances . . . 82
5.6.1. La CREG et la Commission européenne. . . 82
5.6.2. La CREG au sein de l’ACER . . . 83
5.6.3. La CREG au sein du CEER. . . 85
5.6.4. Le European Gas Regulatory Forum . . . 88
5.6.5. Le European Electricity Regulatory Forum. . . 89
5.6.6. Le Citizens' Energy Forum . . . 89
5.6.7. Le Energy Infrastructure Forum. . . 89
5.6.8. La CREG et les autres régulateurs nationaux . . . 90
5.6.9. La CREG et la FSMA . . . 91
5.6. 10. La CREG et le Parlement . . . 91
5.6. 11. La CREG et les régulateurs régionaux. . . 91
5.6. 12. La CREG et les autorités de la concurrence . . . 91
5.6. 13. La CREG et le monde universitaire belge . . . .92
5.7. Les finances de la CREG . . . 92
5.7.1. La cotisation fédérale . . . 92
5.7.2. Les fonds . . . 94
5.7.3. Les comptes 2019 . . . 96
5.7.4. Le rapport du réviseur d’entreprises sur les comptes pour l’exercice clos le 31 décembre 2019 . . . 100
5.8. La liste des actes adoptés par la CREG en 2019 . . . 102
années 2007 à 2019 . . . . 22
2 Tarif moyen non pondéré de déséquilibre au cours de la période 2007-2019 . . . . 26
3 Évolution de la charge tarifaire (hors raccordement, tarifs OSP, surcharges et TVA) pour les utilisateurs du réseau de transport sur la période 2013-2019 . . . . 28
4 Capacité moyenne d'exportation et d'importation et nomination nette moyenne par année . . . . 31
5 Apports annuels des capacités mises aux enchères aux échéances mensuelles et annuelles . . . . 33
6 Parts de marché de gros dans la capacité de production d’électricité . . . . 45
7 Parts de marché de gros dans l'énergie produite . . . . 45
8 Charge (énergie et puissance de pointe) du réseau d’Elia pour la période 2007-2019 . . . . 50
9 Répartition par type de centrale de la capacité installée raccordée au réseau d'Elia au 31 décembre 2019 . . . . 50
10 Répartition par type d'énergie primaire de l'électricité produite en 2019 par les centrales situées sur des sites raccordés au réseau d’Elia . . . . 51
11 Entreprises actives en 2019 sur le marché belge sur le plan du shipping de gaz naturel - Évolution par rapport à 2018 . . . . 56
12 Répartition par segment d’utilisateurs de la demande belge de gaz naturel entre 2009 et 2019 . . . . . 66
13 Directions et personnel de la CREG au 31 décembre 2019 . . . . 75
14 Membres du conseil consultatif du gaz et de l’électricité au 31 décembre 2019 . . . . 77
15 Aperçu des présentations données par les membres de la CREG en 2019 . . . . 79
16 Répartition entre les fonds gérés par la CREG des surplus de cotisation fédérale électricité des gestionnaires de réseau de distribution . . . . 93
17 Synthèse du compte d’exécution du budget 2019 en dépenses . . . . 96
18 Synthèse du compte d’exécution du budget 2019 en recettes . . . . 96
19 Compte de résultats au 31 décembre 2019 . . . . 97
20 Bilan au 31 décembre 2019 . . . . 98
d'installations de production et de stockage d'énergie à partir de sources renouvelables . . . . 19
2 Évolution de la capacité installée en énergie éolienne offshore par parc entre avril 2009 et décembre 2019 . . . . 20
3 Production nette d'électricité verte offshore par parc entre avril 2009 et décembre 2019 . . . . 20
4 Tarif moyen non pondéré de déséquilibre et prix BELPEX DAM au cours de la période 2007-2019 . . . . 27
5 Moyenne mensuelle des exportations (> 0) et importations (< 0) physiques nettes de la Belgique dans la zone CWE et la zone Channel en 2019 . . . . 30
6 Moyenne mensuelle des positions nettes des zones et des échanges transfrontaliers journaliers CWE, y compris les nominations à long terme, avant et après l’introduction du FBMC le 21 mai 2015 . . . . 31
7 Impact de la mise à disposition garantie de 20 % de la capacité thermique des branches critiques pour les échanges commerciaux entre zones d’offres . . . . 32
8 Rentes de congestion journalière brutes du couplage des marchés . . . . 34
9 Évolution mensuelle du prix de l’électricité en 2019 pour un client type résidentiel . . . . 43
10 Évolution mensuelle du prix du gaz naturel en 2019 pour un client type résidentiel . . . . 43
11 Évolution mensuelle du prix de l’électricité en 2019 pour les PME et les indépendants . . . . 43
12 Évolution mensuelle du prix du gaz naturel en 2019 pour les PME et les indépendants . . . . 43
1 3 Charge moyenne du réseau d’Elia sur une base mensuelle de 2007 à 2019 . . . . 44
14 Prix moyens mensuels pour la période 2007-2019 du marché journalier pour la fourniture d'électricité dans les pays de la région CWE . . . . 47
1 5 Prix moyens annuels pour la période 2007-2019 du marché journalier pour la fourniture d'électricité dans les pays de la région CWE . . . . 47
1 6 Robustesse moyenne mensuelle du marché d’EPEX SPOT Belgium entre 2007 et 2019 . . . . 48
17 Énergie échangée et prix moyen sur la bourse intraday . . . . 48
18 Comparaison du prix de gros pour les contrats à court terme et à long terme . . . . 49
19 Évolution entre 2007 et 2019 de la charge physique maximale des interconnexions avec la France et les Pays-Bas . . . . 51
20 Évolution des tarifs de transport de gaz naturel (tarifs d’entrée et de sortie pour le gaz H) de Fluxys Belgium entre 2014 et 2019 . . . . 62
21 Transactions nettes de gaz naturel entre le marché belge (Belux) de gaz naturel ZTP et les marchés frontaliers de 2011 à 2019 (gaz H et gaz L) . . . . 64
22 Prix moyens annuels du gaz naturel sur les marchés day-ahead et year-ahead . . . . 64
23 Répartition par segment d’utilisateurs de la demande belge de gaz H et de gaz L en 2018 et 2019 . . . . 66
24 Évolution de la consommation de gaz naturel par segment d'utilisateurs pendant la période 1990-2019, adaptée en fonction des variations climatiques . . . . 67
25 Répartition du flux entrant de gaz naturel par zone d’entrée en 2019 . . . . 68
26 Composition du portefeuille d’approvisionnement moyen des fournisseurs actifs en Belgique en 2019 . . . . 68
27 Parts de marché des entreprises de fourniture sur le réseau de transport en 2019 . . . . 68
28 Composition du portefeuille d’approvisionnement moyen pour le marché belge du gaz naturel entre 2000 et 2019 . . . . 68
29 Perspectives de demande de gaz naturel en Belgique jusqu'en 2029 . . . . 70
30 Répartition du prélèvement de pointe par segment d’utilisateurs en 2019 . . . . 71
31 Répartition des sources de gaz naturel pour la couverture du prélèvement de pointe en 2019 . . . . 71
Avant-propos
1
L’année 2019 aura été marquée par plusieurs nouveautés au niveau européen d’une part et un travail continu de régulation au niveau belge d’autre part .
Sur le plan européen, la CREG a participé activement aux nombreux travaux du CEER et de l’ACER . Dans ce cadre, la CREG a – en sus de ses missions habituelles – suivi de très près l’ensemble des discussions relatives au Clean Energy Package for All Europeans, tant préalablement qu'ultérieure- ment à son adoption . De nombreux ateliers de travail ont été organisés en présence de la Commission européenne pour permettre aux autorités de régulation de mieux comprendre, interpréter ou appliquer les futures dispositions du paquet européen . Les régulateurs régionaux ont été associés à ce processus . Toujours en lien avec le Clean Energy Package, la CREG a également travaillé à la mise à niveau de la législation européenne gaz à travers les groupes de travail de l’ACER et du CEER (exercice de mirroring) et poursuit son travail dans le cadre du paquet « Décarbonisation » annoncé par la nou- velle Commission européenne (Commission Von der Leyen) . La CREG restera attentive aux futurs développements eu- ropéens en la matière, notamment en vue de permettre un sector coupling efficace et une protection adéquate des consommateurs de gaz .
Au niveau européen toujours, la CREG a participé à la pré- paration des travaux du CEER en vue de l’installation de la nouvelle Commission européenne . Elle s’est notamment in- téressée aux questions liées au Green Deal, à la loi climat et au Paquet législatif « consommateurs » et poursuivra ce travail en 2020 au fur et à mesure que les mesures annon- cées seront détaillées et mise en œuvre par les institutions européennes .
Par ailleurs, la CREG a continué à se tenir informée des évo- lutions liées au processus particulier du Brexit afin d’antici- per l’impact sur le marché belge des conditions de sortie du Royaume-Uni, notamment dans le cadre de l’interconnexion IUK, de l’interconnexion NEMO Link et du couplage entre les marchés britannique et ceux de la région Europe Centre- Ouest . Dans ce cadre, la CREG a notamment présidé le
« PINT Group » qui avait pour objet l’accompagnement du processus du Brexit du point de vue des autorités de régula- tion nationales européennes .
L’année 2019 aura été marquée par des évolutions législatives sur le plan national, portant sur le mécanisme de rémunéra- tion de la capacité, la détermination d’une seconde zone pour l’exploitation en mer d’éoliennes offshore, les responsabilités dans le cadre du Modular Offshore Grid, les intermédiaires d’énergie, le tarif social électricité et gaz (plafonnement et élargissement du champ d’application) ou encore la modifica- tion du règlement technique .
Sur le plan du fonctionnement des marchés et de leur contribution à la sécurité d’approvisionnement, la CREG a activement contribué humainement et financièrement à la préparation de l’ensemble des documents et préalables né- cessaires au mécanisme de rémunération de la capacité . Il est renvoyé aux détails fournis dans le présent rapport annuel et au futur rapport d’activités .
La CREG a notamment été amenée à examiner la demande d’Elia System Operator SA de désigner sa filiale nouvellement constituée, Elia Transmission Belgium SA, comme gestion- naire du réseau de transport électricité . Cette restructuration a été la solution préconisée par Elia System Operator pour
rencontrer les observations de la CREG en matière de sub- sides croisés entre ses activités régulées et non régulées . À cet égard, la CREG a remis une décision favorable condition- nelle portant sur la certification d’Elia Transmission Belgium SA et un avis favorable portant sur sa désignation comme gestionnaire de réseau de transport Électricité .
Toujours très vigilante sur la défense des intérêts des consommateurs belges, toutes tailles confondues, la CREG a également suivi de près, dans le cadre de ses monitorings réguliers, les évolutions de prix de l’électricité et du gaz natu- rel et l’impact des prix sur le budget des ménages et la com- pétitivité des entreprises, en particulier électro-intensives . Ces examens ont été, au besoin, suivis de recommandations ou, selon les cas, de propositions de mesures correctrices, sans coût supplémentaire pour le budget de l’État fédéral, sans mettre en péril la position concurrentielle des PME et en conservant intact le pouvoir d’achat des ménages . Dans ce cadre, la CREG a entrepris de lancer avec les trois régu- lateurs régionaux les travaux en vue d’une étude commune sur ce sujet, laquelle devrait aboutir au cours de l’année 2020 et devrait servir de référence en vue d’une éventuelle norme énergétique . Le développement concurrentiel des marchés de gros et de détail continuera à figurer au premier rang des priorités de la CREG, au service de l’intérêt général et des consommateurs belges .
Par ailleurs, la CREG entend veiller à ce que l’ensemble des consommateurs bénéficient, selon leurs besoins spéci- fiques, d’informations claires et suffisamment pédagogiques afin de leur permettre d’être proactifs et de faire des choix éclairés sur le marché libéralisé de l’énergie, tout en tirant au mieux profit des opportunités offertes par les innovations
technologiques et du développement du numérique . Dans ce cadre, la CREG a continué son action d’information des consommateurs notamment en poursuivant le travail à l’égard des contrats dormants et en permettant aux consommateurs de mieux situer leur contrat en cours par rapport aux offres proposées sur le marché de détail . Le CREG Scan est à cet égard devenu un véritable outil pratique pour les consomma- teurs et un préalable incontournable à l’utilisation des outils de comparaison disponibles . La CREG entend poursuivre son travail à l’attention des consommateurs durant l’année 2020 avec notamment un travail d’information autour de la facture . De par le savoir-faire de ses collaborateurs hautement qua- lifiés, la CREG a contribué en aval ou en amont de manière substantielle aux travaux autour de ces questions énergé- tiques, lesquelles se caractérisent par une grande complexité tant sur le plan technico-économique que juridique . Dans le cadre de ce processus, et en vertu des compétences qui lui sont confiées, la CREG s’est efforcée de promouvoir, à son niveau, une régulation adaptée et équilibrée, qui se rapproche le plus possible de la réalité du terrain et qui réponde aux défis de demain . Cette même volonté se reflète dans l’en- semble des actes adoptés par la CREG en 2019, décrits, de manière plus circonstanciée, dans le présent rapport d’acti- vités . À cet égard, la CREG souhaite souligner le travail juri- dique de fond réalisé en interne permettant notamment une préparation qualitative des décisions et avis ayant eu pour incidence d’une part une diminution des recours à l’encontre de ses décisions et d’autre part, un gain significatif des af- faires qui ont été portées devant les juridictions au cours des six dernières années .
L’année 2019 a aussi été l’occasion pour la CREG de se mettre régulièrement à disposition de la commission Énergie, Envi- ronnement et Climat de la Chambre des représentants . De nombreuses auditions faisant appel à l’expertise interne de la CREG se sont tenues, de même qu’une après-midi d’étude en compagnie des députés ladite commission . Cette dernière initiative fut l’occasion pour la CREG de partager son exper- tise, de répondre aux interrogations éventuelles et de mieux faire connaître son métier .
La CREG entend continuer à se préparer aux défis de la tran- sition énergétique, sociale et économique, et à la mise en œuvre des nouveaux paquets législatifs européens, dans un esprit de confiance et de dialogue constructif avec l’en- semble des stakeholders et des autorités compétentes, tant au niveau national qu’européen, où la collaboration, les contributions et le rôle proactif de la CREG sont appelés à se renforcer considérablement . Dans l’optique d’une régulation dynamique, la CREG a notamment entrepris une réflexion sur les conséquences de la transition énergétique ainsi que des initiatives européennes en la matière sur la manière dont le régulateur exerce ses missions et les futurs métiers/rôles des opérateurs régulés .
Dans ce contexte, la CREG veillera, comme par le passé, à inscrire ses actions dans le cadre d’une gestion efficace et efficiente des moyens mis à sa disposition, dans un souci de responsabilité sociale à l’égard des consommateurs, et sans préjudice potentiel de son indépendance et de la bonne exécution des missions légales qui lui ont été confiées, dont le périmètre continuera sans nul doute à s’élargir à l’avenir . Je vous souhaite une bonne lecture .
Koen Locquet
Président f . f . du comité de direction Mars 2020
Les principales
évolutions législatives
2
2.1. Les principales évolutions législatives européennes
Dans le cadre de la transition énergétique actuellement à l’œuvre en Europe, le Clean Energy Package (ci-après, le
« CEP ») est venu fixer un nouveau cadre réglementaire en matière énergétique ainsi que les objectifs à atteindre pour l’horizon 2030 .
Le CEP se compose des textes législatifs suivants :
- La directive 2018/844 du 30 mai 2018 relative à la perfor- mance énergétiques des bâtiments1
- La directive 2018/2001 du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables2
- La directive 2018/2002 11 décembre 2018 relative à l’effica- cité énergétique3
- Le règlement 2018/1999 du 11 décembre 2018 sur la gou- vernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat4 - Le règlement 2019/943 du 5 juin 2019 sur le marché intérieur
de l’électricité5
- La directive 2019/944 du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité6
- Le règlement 2019/941 du 5 juin 2019 sur la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité7
1 Directive (UE) 2018/844 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2018 modifiant la directive 2010/31/UE sur la performance énergétique des bâtiments et la directive 2012/27/UE relative à l’efficacité énergétique (JOUE, 19 juin 2018). Les États membres doivent transposer la directive dans leur droit national pour le 10 mars 2020 au plus tard.
2 Directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources renouvelables (JOUE, 21 décembre 2018). Les États membres doivent transposer la directive dans leur droit national pour le 30 juin 2021 au plus tard.
3 Directive (UE) 2018/2002 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 modifiant la directive 2012/27/UE relative à l'efficacité énergétique (JOUE, 21 décembre 2018). Les États membres doivent transposer la directive dans leur droit national pour le 25 juin 2020 au plus tard.
4 Règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l'union de l'énergie et de l'action pour le climat, modifiant les règlements (CE) no 663/2009 et (CE) no 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) no 525/2013 du Parlement européen et du Conseil (JOUE, 21 décembre 2018). Le présent règlement est obligatoire dans tous ses éléments et directement applicable dans tout État membre.
5 Règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l'électricité (JOUE, 14 juin 2019). Le présent règlement est obligatoire dans tous ses éléments et directement applicable dans tout État membre.
6 Directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et modifiant la directive 2012/27/UE (JOUE, 14 juin 2019). L’ensemble des dispositions de la directive devra être transposé en droit national pour le 31 décembre 2020 au plus tard.
7 Règlement (UE) 2019/941 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur la préparation aux risques dans le secteur de l'électricité et abrogeant la directive 2005/89/CE (JOUE, 14 juin 2019). Le présent règlement est obligatoire dans tous ses éléments et directement applicable dans tout État membre.
8 Règlement (UE) 2019/942 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 instituant une agence de l'Union européenne pour la coopération des régulateurs de l'énergie (JOUE, 14 juin 2019). Le présent règlement est obligatoire dans tous ses éléments et directement applicable dans tout État membre.
- Le règlement 2019/942 du 5 juin 2019 instituant une agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie8
Le CEP répond à la nécessité de mettre en place un marché intérieur de l’énergie plus flexible faisant davantage de place à l’énergie produite à partir de sources renouvelables . À cet égard, la décentralisation des moyens de production et l’au- tonomisation de la consommation permettent une intégration plus efficace de l’énergie verte mais exigent une modification des règles préétablies et des rôles existants afin de permettre notamment aux consommateurs d’adopter un rôle plus actif . Ainsi, tout en renforçant les droits accordés aux consomma- teurs en matière d’information et de protection contre les pratiques commerciales déloyales, le CEP met en place de nouveaux outils offrant la possibilité aux consommateurs de participer pleinement au marché .
Parmi les nouveaux outils mis en place, citons (1) l’introduction d’un nouveau cadre juridique pour les communautés énergé- tiques citoyennes permettant le regroupement de plusieurs consommateurs (particuliers ou professionnels) autour d’une source d’énergie renouvelable qu’ils administrent et financent collectivement, (2) la généralisation des compteurs intelli- gents et (3) l’obligation pour les États membres de mettre en place des outils de comparaison des offres des fournisseurs .
La mise en œuvre et la valorisation de cette flexibilité doit éga- lement s’accompagner de l’entrée sur le marché de services nouveaux et innovants répondant à l’évolution des besoins des consommateurs et leur offrant un choix plus large .
En outre, le CEP met l’accent sur la nécessité de réaliser une véritable décarbonation du système électrique au meilleur coût pour les consommateurs . À cet effet, des règles de marché encourageant l’efficacité énergétique et intégrant efficacement l’énergie produite à partir de sources renouvelables peuvent stimuler les investissements sur le long terme et permettre de contribuer directement à la réalisation des objectifs de l’Union en matière énergétique à l’horizon 2030, comme celui d’augmenter à 32 % la part d’énergie produite à partir de sources renouvelables dans le mix énergétique . À cet égard, les États membres sont par exemple encouragés à mettre en place des stratégies nationales qui visent à la réduction progressive des capacités existantes produisant de l’énergie à partir de sources fossiles .
La transition vers un système énergétique durable à faible in- tensité de carbone grâce à l’augmentation de la part des re- nouvelables dans le mix énergétique, et donc des sources de production intermittentes, crée également de nouveaux défis en matière de sécurité d’approvisionnement . Dans ce cadre, la possibilité pour les États membres de mettre en place des obligations de service public afin d’assurer la sécurité
d’approvisionnement sur leur territoire a été maintenue par le CEP . Ce dernier réaffirme cependant le caractère subsidiaire et temporaire des mécanismes de capacité qui ne peuvent être mis en place qu’en dernier ressort et uniquement lorsqu’un problème d’adéquation des capacités à l’échelle européenne ou nationale a été clairement identifié .
Par ailleurs, le CEP a conféré de nouvelles compétences aux gestionnaires de réseau . En ce qui concerne les gestionnaires de réseau de distribution (ci-après « GRD »), si le CEP pose comme règle générale l’interdiction pour les GRD d’être pro- priétaires de points de recharge pour les véhicules électriques et d’installations de stockage d’énergie, il permet néanmoins aux États membres de déroger à la règle à certaines condi- tions clairement définies . En ce qui concerne les gestionnaires de réseau de transport (ci-après « GRT »), le CEP prévoit la possibilité de déléguer certaines tâches à d’autres GRT qui doivent être également certifiés et satisfaire au modèle de dis- sociation des structures de propriété .
Le CEP accorde également une place plus importante à la coopération au niveau régional, à l’échange d’informations et au renforcement du dialogue entre les différents acteurs de marché avec, par exemple, la mise en place de centres de coordination régionaux au sein desquels les autorités de ré- gulation nationales sont invitées à coopérer afin de garantir le respect des obligations prévues par le CEP, notamment en ce qui concerne les questions transfrontalières .
Enfin, dans le sillon du CEP, le Pacte vert pour l’Europe adopté en décembre 20199 a été l’occasion pour la Commission eu- ropéenne de présenter une série de mesures ainsi que des objectifs ambitieux en matière énergétique . Il s’agit notam- ment de réduire drastiquement les émissions de CO2 en dé- carbonant plusieurs secteurs afin que l’Europe soit le premier continent climatiquement neutre en 2050 . L’objectif commun
9 The European Green Deal, Communication from the Commission to the European Parliament, the European Council, the Council, the European Economic and Social Committee and the Committee of the Regions, COM(2019) 640 final, 11 décembre 2019.
10 Loi du 22 avril 2019 modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité portant la mise en place d'un mécanisme de rémunération de capacité (Moniteur belge du 16 mai 2019).
11 Le 6 décembre 2019, la CREG a rendu dans ce cadre l’avis (A)2030 « relatif au projet de proposition d’arrêté royal fixant la méthodologie de calcul de capacité et des paramètres pour les enchères dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité ».
de décarbonation du système électrique figure également, à maintes reprises, dans le CEP et crée ainsi de multiples nou- veaux défis pour l’ensemble des acteurs du marché .
2.2. Les principales évolutions législatives nationales
2.2.1. Mécanisme de rémunération de capacité
Afin d’assurer la sécurité d’approvisionnement sur le territoire belge, en perspective notamment de l’arrêt des centrales nu- cléaires en 2025, la loi du 22 avril 201910 a modifié la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité (ci- après, la « loi électricité ») en créant le cadre d’un mécanisme de rémunération de capacité .
Ce mécanisme constitue un système de soutien, à l’échelle de l’ensemble du marché, pour tout type de capacité (production, stockage, gestion de la demande) susceptible de contribuer à la sécurité d’approvisionnement . Il fonctionne par le biais d’en- chères récurrentes .
La loi du 22 avril 2019 prévoit que, sur proposition du gestion- naire du réseau formulée après consultation des acteurs de marché et avis de la CREG11, le Roi établit la méthode permet- tant au gestionnaire du réseau de transport d’électricité de ré- diger, d’une part, un rapport contenant un calcul du volume de capacité nécessaire et du nombre d'heures pendant lesquelles cette capacité sera utilisée à des fins d'adéquation, et d’autre part, un rapport contenant une proposition des paramètres né- cessaires à l'organisation des mises aux enchères .
La CREG devra rendre un avis sur ces deux rapports au mi- nistre de l’Énergie .
Le ministre de l’Énergie donnera ensuite instruction au ges- tionnaire du réseau, au plus tard le 31 mars de chaque année, d’organiser les mises aux enchères pour les périodes de four- niture de capacité considérées .
La procédure de sélection comprend une première phase de préqualification à la suite de laquelle les détenteurs de capa- cités préqualifiés sont admis à participer aux enchères . Les critères et modalités d’éligibilité à la procédure de préqualifica- tion sont fixés dans un arrêté royal .
La loi précise que tout détenteur de capacité de production éligible localisé dans la zone de réglage belge est tenu d’intro- duire un dossier de préqualification ; les autres détenteurs de capacité sont autorisés à introduire un tel dossier . Les déten- teurs de capacités étrangères sont également autorisés à y participer, mais selon les conditions fixées par le Roi après avis de la CREG . Les critères et modalités d’éligibilité à la procé- dure de préqualification seront fixés par arrêté royal .
Pour chaque période de fourniture de capacité, deux mises aux enchères seront organisées . La première le sera quatre ans avant la période de fourniture de capacité et la seconde un an avant . Pour gommer en partie la différence entre les capacités ne nécessitant peu ou pas d’investissements (par exemple les capacités existantes) et les capacités nécessitant des inves- tissements importants, la loi offre la possibilité de contracter des contrats pluriannuels, c’est-à-dire, couvrant plusieurs pé- riodes de livraison de capacité . Cela permet aux détenteurs de capacité de répartir les charges additionnelles sur plusieurs années et de disposer d’une sécurité suffisante pour récupérer les investissements effectués . Ces contrats pluriannuels pré- sentent également l’avantage de diminuer les surcoûts liés à la mise en place du mécanisme supportés par l’ensemble des consommateurs finals placés sur le territoire .
Dans le cadre de l’élaboration du mécanisme de rémunéra- tion de capacité, la CREG est chargée de proposer un arrêté royal contenant, d’une part, les critères d’éligibilité des coûts d’investissement permettant de classer une capacité dans une des quatre catégories de capacités fixées par la loi12 (à laquelle est associé un nombre maximum de périodes de fourniture), et d’autre part, les seuils d’investissements distinguant les ca- tégories de capacités13 .
Au terme de la mise aux enchères, si l’offre émise par le parti- cipant a été retenue, celui-ci sera rémunéré par une « contre- partie contractuelle » (à fixer par le Roi) de façon régulière et certaine en fonction de la capacité disponible qu’il peut garan- tir . En contrepartie, le fournisseur de capacité s’engage à re- noncer à tirer profit du système lorsque le prix de l’électricité sur le marché de gros dépasse le prix d’exercice, à savoir une valeur préalablement déterminée représentant un niveau de prix du marché considéré comme élevé – donc peu fréquent . La CREG est chargée de contrôler le bon fonctionnement du mécanisme de rémunération de capacité et peut requérir des entreprises d’électricité tout renseignement lui permettant d’exercer sa mission de contrôle . Le Roi peut déterminer les modalités de ce contrôle .
Enfin, la loi du 22 avril 2019 dispose qu’après avis de la CREG et du gestionnaire du réseau, un arrêté royal déterminera le mode de financement du mécanisme de rémunération de ca- pacité ainsi que les modalités de répercussion non discrimina- toires des montants à financer . Cet arrêté royal désignera aussi la contrepartie contractuelle susmentionnée et, le cas échéant, les contrôles administratifs et financiers auxquels cette contre- partie sera soumise .
12 Les quatre catégories de capacités, associées à des contrat de capacité couvrent respectivement une, trois, huit et quinze périodes de fourniture de capacité.
13 Proposition d’arrêté royal (C)1907 du 12 décembre 2019 fixant les seuils d’investissements et les critères d’éligibilité des coûts d’investissement en vue du classement des capacités dans les catégories de capacités.
14 Loi du 12 mai 2019 modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité en vue d'introduire une procédure de mise en concurrence pour la construction et l'exploitation d'installations de production dans les espaces marins sous la juridiction de la Belgique et ratifiant l'arrêté royal du 11 février 2019, modifiant l'arrêté royal du 16 juillet 2002 relatif à l'établissement de mécanismes visant la promotion de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables (Moniteur belge du 24 mai 2019).
15 Voir point 97 de la décision de la Commission européenne relative aux aides d'État en faveur de Rentel et Norther (SA.45867) et point 93 de la décision de la Commission européenne relative aux aides d'État en faveur de Mermaid, Seastar et Northwester 2 (SA.51306).
16 Communication de la Commission - Lignes directrices concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-2020, C-200/01, JOUE du 28 juin 2014.
17 Il convient d’ajouter qu’en décembre 2018, la CREG a publié une note (Z)1880 sur le mécanisme de soutien à la construction de parcs éoliens offshore après 2020. Dans cette note, la CREG a exposé divers aspects de la conception du futur mécanisme de soutien et du processus d’appel d’offres concurrentiel. Voir Rapport annuel 2018, page 16.
Le lecteur est également invité à lire le point 3 .4 .5 .3 du pré- sent rapport .
2.2.2. Énergie éolienne offshore
2.2.2.1. Mise en place d’une procédure de mise en concurrence
La loi du 12 mai 201914 est venue modifier la loi électricité afin d'introduire une nouvelle procédure de mise en concurrence pour la construction et l'exploitation d'installations de produc- tion d’électricité dans les espaces marins sous la juridiction de la Belgique .
Dans le cadre de la notification du mécanisme de certificats verts pour les éoliennes offshore à la Commission européenne en 2016, la Belgique s’était engagée à introduire un tel méca- nisme de mise en concurrence pour l’attribution des futures concessions domaniales15 .
Si l’ancien mécanisme prévoyait une procédure de mise en concurrence, celle-ci ne portait pas sur le montant de l’aide et ne tenait donc pas compte du niveau de subside requis . Davantage en conformité avec les obligations européennes, et notamment les lignes directrices de la Commission euro- péenne concernant les aides d’État à la protection de l’envi- ronnement et à l’énergie16, la loi du 12 mai 2019 permet de promouvoir la production d’électricité dans les espaces marins à partir de sources renouvelables tout en limitant les coûts pour le consommateur final .
Le nouvel article 6/3 de la loi électricité prévoit la mise en place d’une procédure de mise en concurrence entre les différents
soumissionnaires souhaitant se voir octroyer une concession domaniale pour la construction et l’exploitation d’installations de production d’électricité offshore .
L’appel d’offres intègre la procédure d’octroi des autorisations, si bien qu’au terme de la procédure, le soumissionnaire retenu dispose d’emblée de l’ensemble des autorisations requises (concession domaniale, permis d’environnement, permis pour l’installation du câble sous-marin et contrat de raccordement au réseau) .
Cette concession domaniale est accordée pour une durée maximale de trente ans comprenant les phases de construc- tion, d’exploitation et de démantèlement des installations . La loi précise également que le déroulement de la procédure de mise en concurrence, les conditions d’octroi des conces- sions domaniales et les conditions générales pour l’utilisation des parcelles octroyées sont déterminées par un arrêté royal adopté après l’avis de la CREG17 .
La loi du 12 mai 2019 insère par ailleurs un nouvel article 6/4 dans la loi électricité prévoyant que, pour chaque concession domaniale, un arrêté ministériel, adopté après l’avis de la CREG et consultation du gestionnaire du réseau, déterminera la localisation, la dimension et le nombre de parcelles faisant l’objet de la concession . Cet arrêté ministériel inclura les ré- sultats des études relatives à l’extension du Modular Offshore Grid (ci-après, le « MOG ») . L’ensemble de ces informations sera repris dans le cahier des charges de la procédure de mise en concurrence . En outre, le nouvel article 6/4 précise que le projet d’extension du MOG sera soumis à l’avis de la CREG ainsi qu’à l’approbation du ministre compétent .
Enfin, un nouvel article 6/5 indique que les installations de production d’électricité ayant fait l’objet d’une concession do- maniale, telle que prévue à l’article 6/3, seront raccordées à l’extension précitée du MOG . À cet égard, il est prévu que le Roi détermine, sur proposition de la CREG et après concerta- tion avec le gestionnaire du réseau, la date ultime de mise en service de chaque partie de l’extension du MOG .
L’article 6/5 de la loi électricité met également en place un mécanisme d’indemnisation au profit des titulaires d’une concession domaniale dans l’hypothèse où tout ou partie de l’extension du MOG ne serait pas en service à la date détermi- née ou dans le cas d’une indisponibilité totale ou partielle de l’extension du MOG intervenant après sa mise en service – à l’image de ce qui existe pour l’instant en cas d’indisponibilité du MOG (voir ci-après) . En principe, les coûts issus de cette in- demnisation seront répercutés dans les tarifs du gestionnaire du réseau sauf si ceux-ci devaient résulter d’une faute lourde ou intentionnelle de ce dernier . Dans cette dernière hypothèse, le coût de l’indemnisation des titulaires d’une concession do- maniale est mis à charge du gestionnaire du réseau .
Le lecteur est également invité à lire le point 3 .1 .1 .2 du présent rapport .
2.2.2.2. Mécanisme d’indemnisation des parcs raccordés au MOG
Pris sur proposition de la CREG18, un arrêté royal du 11 février 2019 modifiant l’arrêté royal du 16 juillet 2002 relatif à l’éta- blissement de mécanismes visant la promotion de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables19 précise
18 Proposition (C)1801 du 19 juillet 2018, voir Rapport annuel 2018, page 17.
19 Arrêté royal du 11 février 2019 modifiant l’arrêté royal du 16 juillet 2002 relatif à l’établissement de mécanismes visant la promotion de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables (Moniteur belge du 21 février 2019). L’avis fait suite aux propositions 1697 et 1801 de la CREG des 9 novembre 2017 et 19 juillet 2018, détaillés dans les précédents rapports annuels.
20 L’arrêté royal définit comme suit cette notion : « état d'achèvement d'une installation de production d'électricité, en ce compris les instruments, le câblage et tout composant électrique et mécanique, en vertu duquel l'installation est physiquement complète et certifiée par un organisme de certification accrédité conformément aux dispositions légales et réglementaires en vigueur en Belgique, toutes les inspections nécessaires à sa mise en service ayant été accomplies, à l'exception de celles portant sur des points qui requièrent au préalable le raccordement des installations au Modular Offshore Grid ».
21 Cette période de soutien commence à courir à partir du 1er janvier 2021 au 31 décembre 2037, date à laquelle le Gouvernement fédéral souhaite voir mis en service l'ensemble des parcs visés.
l’ensemble des cas de figure entraînant une indemnisation des titulaires d’une concession domaniale raccordés au MOG . En cas de retard lors de la mise en service des installations com- posant le MOG par rapport à la date ultime de mise en service déterminée dans cet arrêté royal, les titulaires d’une concession domaniale ont droit à une indemnisation qui équivaut, par MWh n’ayant pas pu être injecté sur le réseau, à 90 % du LCOE (ou à 100 % du LCOE lorsque le retard est dû à une faute inten- tionnelle du gestionnaire du réseau) . De plus, si le retard dans la mise en service dépasse les douze mois, à partir de la date prévue de mise en service, et que le titulaire prouve l’existence d’un préjudice extraordinaire mettant en péril sa stabilité finan- cière, ce dernier pourra également introduire auprès de la CREG une demande d’indemnisation complémentaire . En revanche, l’arrêté royal prévoit qu’aucune indemnisation n’est due au pro- fit du titulaire d’une concession domaniale dans l’hypothèse où c’est celui-ci qui a construit l’installation composant le MOG et que le retard dans sa mise en service lui est imputé . Le conces- sionnaire n’a pas davantage droit à une indemnisation pour les installations de production d’électricité du titulaire concerné dont l’achèvement mécanique n’est pas réalisé20 .
Lorsque le retard dans la mise en service des installations composant le MOG est dû à l’impossibilité absolue et avérée d’achever la construction de tout ou partie du MOG, le ministre fixe au plus tard soixante jours après le constat d’indisponi- bilité, sur proposition de la CREG, la date à laquelle les rac- cordements directs aux installations de transport d’électricité existantes pourront être mis en service . Dans ce cadre, les indemnisations susmentionnées sont dues depuis le premier jour suivant la date prévue de mise en service du MOG jusqu’à
la date présumée de mise en service du raccordement direct fixée par le ministre .
Dans l’hypothèse où l’indisponibilité des installations compo- sant le MOG intervient après leur mise en service et durant la période de soutien21, l’indemnisation équivaut, par MWh qui n’a pas pu être injecté sur le réseau, à 90 % du LCOE (ou à 100 % du LCOE en cas de faute lourde ou intentionnelle du gestion- naire de réseau) . En revanche, aucune indemnisation n’est due au profit des titulaires d’une concession domaniale pour les ins- tallations de production d’électricité qui ne sont pas mises en service . De même, aucune indemnisation n’est due dans l’hy- pothèse où l’indisponibilité du MOG intervient en raison d’une faute commise par le titulaire d’une concession domaniale . Dans ce cas, l’arrêté royal précise toutefois que si des instal- lations du MOG se situent dans le périmètre de la concession domaniale du titulaire par la faute duquel le dommage est surve- nu, l'exclusion de l'indemnisation n'intervient qu'en cas de faute lourde ou intentionnelle de ce titulaire ; en cas de faute simple, l'indemnisation est due après écoulement d'une période d'indis- ponibilité de cinq jours par an, consécutifs ou non .
Enfin, l’arrêté royal du 11 février 2019 prévoit plusieurs hypo- thèses où l’indemnisation due ne comprend pas le rembourse- ment des certificats verts et se limite au prix de référence de l’électricité .
Toutes les demandes d’indemnisation doivent faire l’objet d’une décision de la CREG . La procédure d’introduction des demandes d’indemnisation, leur traitement par la CREG ain- si que les modalités de paiement des éventuelles indemnités sont déterminées par le ministre de l’Énergie .
2.2.3. Tarifs sociaux de gaz et d’électricité 2.2.3.1. Plafonnement des tarifs sociaux
Suite à l’augmentation importante des tarifs sociaux de gaz et d’électricité calculés par la CREG en application de la méthodo- logie contenue dans les arrêtés ministériels du 30 mars 2007 portant fixation de prix maximaux sociaux pour la fourniture de gaz et d’électricité aux clients résidentiels protégés à revenus modestes ou à situation précaire, le ministre de l’Économie a transmis à la CREG pour avis22 un projet d’arrêté ministériel modifiant lesdits arrêtés du 30 mars 2007, en vue d’y insé- rer des plafonds tarifaires, avec entrée en vigueur le 1er février 2019 .
L’arrêté ministériel du 28 mars 2019 qui y a fait suite23 a pro- longé jusqu’au 31 juillet 2019 les tarifs sociaux qui étaient en vigueur au 31 janvier 2019 .
Un second arrêté ministériel datant du 29 juillet 201924, égale- ment transmis à la CREG pour avis25, est venu prolonger pour une période de six mois le plafonnement des tarifs sociaux pour l’électricité pour la période du 1er août 2019 au 31 janvier 2020 .
Le lecteur est également invité à lire les points 3 .1 .2 .2 et 4 .1 .1 .2 du présent rapport .
22 Avis (A)1906 du 14 février 2019 relatif à un projet d’arrêté ministériel portant modification des arrêtés ministériels du 30 mars 2007 portant fixation de prix maximaux sociaux pour la fourniture de gaz aux clients résidentiels protégés à revenus modestes ou à situation précaire et portant fixation de prix maximaux sociaux pour la fourniture d’électricité aux clients résidentiels protégés à revenus modestes ou à situation précaire.
23 Arrêté ministériel du 28 mars 2019 portant modification des arrêtés ministériels du 30 mars 2007 portant fixation de prix maximaux sociaux pour la fourniture de gaz aux clients résidentiels protégés à revenus modestes ou à situation précaire et portant fixation de prix maximaux sociaux pour la fourniture d'électricité aux clients résidentiels protégés à revenus modestes ou à situation précaire (Moniteur belge du 2 avril 2019).
24 Arrêté ministériel du 29 juillet 2019 portant modification de l'arrêté ministériel du 30 mars 2007 portant fixation de prix maximaux sociaux pour la fourniture d'électricité aux clients résidentiels protégés à revenus modestes ou à situation précaire (Moniteur belge du 31 juillet 2019).
25 Avis (A)1976 du 22 juillet 2019 relatif à un projet d’arrêté ministériel portant modification de l’arrêté ministériel du 30 mars 2007 portant fixation de prix maximaux sociaux pour la fourniture d’électricité aux clients résidentiels protégés à revenus modestes ou à situation précaire.
26 Loi du 2 mai 2019 modifiant la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations, la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité et la loi-programme du 27 avril 2007 (Moniteur belge du 23 mai 2019).
27 Avis (A)1991 du 12 septembre 2019 relatif aux projets d’arrêtés ministériels concernant les prix maximaux pour la fourniture de gaz naturel et d’électricité aux clients protégés résidentiels.
28 Loi du 24 février 2019 modifiant la loi-programme du 27 avril 2007 en ce qui concerne l'octroi du tarif social pour le gaz et l'électricité, et modifiant l'arrêté royal du 29 mars 2012 fixant les règles de détermination du coût de l'application des tarifs sociaux pour les entreprises d'électricité et les règles d'intervention pour leur prise en charge (Moniteur belge du 15 mars 2019).
29 Loi du 9 mai 2019 modifiant la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations et la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité afin d'étendre le contrôle de la CREG aux intermédiaires en énergie (Moniteur belge du 14 juin 2019).
30 Étude (F)1827 du 18 octobre 2018 relative aux achats groupés sur le marché de détail de l’électricité et du gaz naturel. Le lecteur est renvoyé au Rapport annuel 2018, page 38, pour plus de détails sur l’étude.
31 Par « marché du détail de l’électricité et du gaz naturel », on entend dans cette étude la fourniture aux clients résidentiels.
2.2.3.2. Élargissement des tarifs sociaux
Afin de lutter contre la précarité énergétique, une loi du 2 mai 201926 a modifié la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations (ci-après, la « loi gaz ») et la loi électricité .
La liste des catégories sociales susceptibles de bénéficier de l’application de tarifs sociaux pour la fourniture de gaz et d’électricité a été précisée et l’accès au tarif social gaz élar- gi aux chaudières collectives se situant dans les immeubles sociaux des CPAS, des fonds du logement et des agences im- mobilières sociales . À cet égard, à la demande du ministre de l'Économie, la CREG a rendu un avis sur deux projets d'arrêtés ministériels prenant en compte ces changements27 .
Par ailleurs, une loi du 24 février 201928 modifie la loi-pro- gramme du 27 avril 2007 en ce qui concerne l’octroi du tarif social pour le gaz et l’électricité ainsi que l’arrêté royal du 29 mars 2012 fixant les règles de détermination du coût de l’ap- plication des tarifs sociaux pour les entreprises d’électricité et les règles d’intervention pour leur prise en charge .
Compte tenu de leur handicap, certaines catégories de clients protégés se trouvant en situation de précarité sont confron- tés à des factures de gaz et d’électricité plus élevées . Or, en moyenne, un délai de traitement d’un an est nécessaire à la Direction générale Personnes handicapées pour accorder une
allocation . Une fois la décision d’octroi prise, l’allocation pour les personnes handicapées est octroyée de manière rétroactive . Grâce à la loi précitée du 24 février 2019, l’application du tarif social pour le gaz et pour l’électricité dans le chef de personnes handicapées se fera également de manière rétroactive, c’est- à-dire à partir de la date de prise d'effet de la décision qui lui confère la qualité de « client résidentiel protégé à revenu mo- deste ou à situation précaire » .
2.2.4. Contrôle de la CREG sur les intermédiaires en énergie
La loi du 9 mai 201929 a modifié la loi électricité et la loi gaz afin d’élargir le contrôle exercé par la CREG sur les intermédiaires d’achats groupés de gaz ou d’électricité .
Cette modification intervient après une étude de la CREG da- tant de fin 201830 se penchant sur la manière dont les achats groupés sont organisés sur le marché de détail31 de l’électricité et du gaz naturel .
La loi du 9 mai 2019 a ainsi inséré dans la loi électricité et la loi gaz les définitions des notions d’« intermédiaire » et d’« inter- médiaire en achats groupés » et étendu le pouvoir de la CREG, qui dispose désormais du pouvoir de demander toutes les informations nécessaires afin de contrôler les organisateurs d’achats groupés de gaz ou d’électricité .
2.2.5. Modification du règlement technique
Depuis le 27 avril 2019, un nouveau règlement technique électricité32, élaboré après avis de la CREG33, est entré en ap- plication . Celui-ci abroge l'ancien règlement technique du 19 décembre 2002 et comprend notamment la mise en œuvre en Belgique des exigences générales des règlements européens applicables :
- au raccordement au réseau des installations de production d’électricité (ci-après, le « règlement européen RfG »34) ; - au raccordement des réseaux de distribution et des installa-
tions de consommation (ci-après, le « règlement européen DCC »35) ;
- au raccordement au réseau des systèmes en courant conti- nu à haute tension et des parcs non synchrones de généra- teurs raccordés en courant continu (ci-après, le « règlement européen HVDC »36) .
32 Arrêté royal du 22 avril 2019 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci (Moniteur belge du 29 avril 2019).
33 Avis (A)1816 du 28 septembre 2018, voir Rapport annuel 2018, page 20.
34 Règlement (UE) 2016/631 de la Commission du 14 avril 2016 établissant un code de réseau sur les exigences applicables au raccordement au réseau des installations de production d'électricité.
35 Règlement (UE) 2016/1388 de la Commission du 17 août 2016 établissant un code de réseau sur le raccordement des réseaux de distribution et des installations de consommation.
36 Règlement (UE) 2016/1447 de la Commission du 26 août 2016 établissant un code de réseau relatif aux exigences applicables au raccordement au réseau des systèmes en courant continu à haute tension et des parcs non synchrones de générateurs raccordés en courant continu.
37 Voir article 4.2, alinéa 1er, a), b) des codes de réseau européens RfG, DCC et HVDC.
38 Article 35 de l’arrêté royal du 22 avril 2019 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci.
En vue de définir les exigences techniques de raccordement, le nouveau règlement technique opère une distinction entre, d’une part, les installations existantes ayant déjà été raccor- dées au réseau à la date d’entrée en vigueur des règlements européens ou dont le propriétaire a conclu un contrat définitif et contraignant pour l’achat du composant principal de produc- tion au plus tard deux ans après l’entrée en vigueur des règle- ments européens précités37, et d’autre part, les installations nouvelles . Les exigences techniques de raccordement pour les installations nouvelles du nouveau règlement technique viennent en complément de celles découlant directement des règlements européens précités .
Le règlement technique insère également une nouvelle classi- fication pour les unités de production d’électricité et les parcs non synchrones de stockage38, allant du type A au type D, en fonction de seuils fixés en vertu des règlements européens . Le lecteur est également invité à lire le point 3 .1 .3 .4 du présent rapport .
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 L'établissement d’installations de production d'électricité est soumis à l'octroi préalable d'une autorisation individuelle dé- livrée par le ministre fédéral de l'Énergie sur avis de la CREG . Dans ce cadre, en 2019, la CREG a rendu trois avis, tous favorables39 .
Un arrêté ministériel du 10 janvier 2019 octroie à la SA Borealis Kallo une autorisation individuelle pour l'établissement d'une installation de cogénération d'une puissance de 45,6 MWe sur son site de Kallo (Beveren) . La CREG avait remis un avis au ministre dans ce cadre le 23 août 2018 .
Un arrêté ministériel du 20 décembre 2019 octroie à la SA ICO Windpark une autorisation individuelle pour l'établissement d'un parc éolien d'une puissance de 44 MWe à Zeebruges (ville de Bruges) . Comme précisé en note de bas de page, la CREG avait remis un avis au ministre dans ce cadre le 19 sep- tembre 2019 .
Fin décembre 2019, la CREG a également rendu un avis préa- lable au transfert de propriété d’un parc éolien de Luminus SA à Eolus SA40 .
39 Avis (A)1997 du 19 septembre 2019 relatif à l’octroi d’une autorisation individuelle pour la construction d’une installation de production d'électricité (parc éolien) à Zeebruges par la SA ICO Windpark ; Avis (A)2002 du 3 octobre 2019 relatif à l’octroi d’une autorisation individuelle relative à l’éta- blissement d’une installation de production d’électricité du type TGV de 870 MWe à Manage par la SA Bali Wind ; Avis (A)2018 du 7 novembre 2019 relatif à l’octroi d’une autorisation individuelle relative à l’établissement d’une installation de production d’électricité du type TGV de 490 MWe à Roux par la SA Electrabel.
40 Avis (A)2041 du 20 décembre 2019 relatif à la nécessité d’un renouvellement d’une autorisation individuelle couvrant l’établissement d’un parc éolien à Villers-le-Bouillet, Wanze et Verlaine suite au transfert de propriété de Luminus SA à Eolus SA.
41 Avis (A)1930 du 25 avril 2019 relatif à la demande de la société anonyme Northwester 2 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, qui lui a été octroyée par arrêté ministériel du 12 mai 2015.
42 Loi du 12 mai 2019 modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité en vue d'introduire une procédure de mise en concurrence pour la construction et l'exploitation d'installations de production dans les espaces marins sous la juridiction de la Belgique et ratifiant l'arrêté royal du 11 février 2019, modifiant l'arrêté royal du 16 juillet 2002 relatif à l'établissement de mécanismes visant la promotion de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables (Moniteur belge du 24 mai 2019).
43 Arrêté royal du 22 mai 2019 relatif à l’établissement du plan d’aménagement des espaces marins pour la période de 2020 à 2026 dans les espaces marins belges (Moniteur belge du 2 juillet 2019).
44 Décision (B)1932 du 13 juin 2019 relative à la demande d’octroi, formulée par la SA Norther, de certificats verts pour l’électricité produite par les éoliennes NRT_F01, NRT_F02, NRT_F03, NRT_F04, NRT_I01, NRT_I02, NRT_I03, NRT_I04, NRT_J01, NRT_J02, NRT_J03 et NRT_J04.
45 Décision (B)1938 du 11 juillet 2019 relative à la demande d’octroi, formulée par la SA NORTHER, de certificats verts pour l’électricité produite par les éoliennes NRT_A01, NRT_A02, NRT_A03, NRT_A04, NRT_B01, NRT_B02, NRT_B03, NRT_B04, NRT_C01, NRT_C02, NRT_C03, NRT_C04, NRT_D01, NRT_D02, NRT_D03, NRT_D04, NRT_E01, NRT_E02, NRT_E03, NRT_E04, NRT_G01, NRT_G02, NRT_G03, NRT_G04, NRT_H01, NRT_H02, NRT_H03, NRT_H04, NRT_K01, NRT_K02, NRT_K03 et NRT_K04.
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'autori- sation ministérielle préalable 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 2019, la CREG a reçu treize déclarations de ce type pour une puissance totale installée de 70,8 MWe .
3.1.1.2. La production d’électricité en mer du Nord
A . Les concessions domaniales pour l’énergie éolienne offshore
Au cours de l'année 2019, à la demande de la Direction géné- rale de l'Énergie, la CREG a rendu un avis sur des demandes de modification de concessions domaniales pour la construc- tion et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir des vents dans les espaces marins41 .
Par arrêté ministériel du 27 juin 2019 (Moniteur belge du 16 juillet 2019), la durée de la concession domaniale octroyée à la SA Norther par arrêté ministériel du 5 octobre 2009, tel que modifié par arrêté ministériel du 18 septembre 2015, a été prolongée . La CREG avait remis un avis dans ce cadre le 15 novembre 2018 .
Le 12 mai 2019, la loi électricité a été modifiée42 (voir égale- ment le point 2 .2 .2 .1 du présent rapport annuel), notamment en vue d'introduire une procédure de mise en concurrence
pour la construction et l'exploitation d'installations de produc- tion dans les espaces marins belges . En outre, le nouveau plan d’aménagement des espaces marins, qui entrera en vi- gueur le 20 mars 202043, prévoit, sur une superficie totale de 285 km² environ, de nouvelles zones dans les espaces marins belges pour l’octroi de concessions domaniales pour la construction et d'exploitation d’installations de production et de stockage d'énergie à partir de sources renouvelables (voir figure 1 ci-après) .
B . Les certificats verts, les certificats de garantie d’origine et les garanties d’origine
• Les demandes introduites auprès de la CREG
Le 13 juin 2019, la CREG a approuvé la demande d'octroi de certificats verts de Norther pour l'électricité produite par les 12 premières éoliennes de son parc éolien offshore44 . Le 11 juillet 2019, la CREG approuvait une nouvelle demande de Norther pour l'octroi de certificats verts pour l'électricité produite par les 32 éoliennes suivantes de son parc éolien offshore45 . Les éoliennes concernées répondent aux condi- tions d’octroi de certificats verts pour l’électricité nette pro- duite à compter de la date de signature des certificats de garantie d’origine respectifs pour chaque éolienne .
Ensuite, la CREG a décidé de fixer le facteur de correction du prix de référence de l’électricité à 11,11 % pour Northwes- ter 2 pour la période du 5 octobre 2019 au 4 octobre 2020, à 12,27 % pour Norther pour la période du 14 décembre 2019 au
