Rapport Annuel
Commission de Régulation de l'Électricité et du Gaz
2018
Rapport Annuel 2018
1. Avant-propos . . . .5
2. Les principales évolutions législatives nationales. . . .9
2.1. Modification du cadre légal pour la réserve stratégique . . . 10
2.2. Affectation des soldes du passé de la cotisation fédérale . . . 11
2.3. Modification du mécanisme fédéral de soutien à l’énergie éolienne offshore . . . 11
2.4. Modalités des concessions domaniales pour les installations offshore de transport d’électricité . . . .12
2.5. Modification du règlement technique . . . .12
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 . . . 16
3.1.1.4. Mise en service du Modular Offshore Grid. . . 16
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 . . . .18
3.1.3. Le transport et la distribution . . . 19
3.1.3.1. Le renouvellement de la désignation, 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 et le réseau de traction ferroviaire . . . 19
3.1.3.4. Le fonctionnement technique. . . 19
3.1.3.5. Les tarifs de réseau . . . .24
3.1.4. Les questions transfrontalières. . . .28
3.1.4.1. L’accès aux infrastructures transfrontalières . . . .28
3.1.4.2. Cohérence du plan de développement du réseau de transport avec le plan de développement du réseau européen . . . .32
3.1.4.3. Le couplage des marchés fondé sur les flux . . . .32
3.1.4.4. L’utilisation du Dynamic Line Rating dans le calcul de la capacité . . . .33
3.1.4.5. L’implémentation des codes de réseau . . . .33
3.1.4.6. La System Operating Policy concernant la compensation entre Elia et Nemo Link . . . .35
3.1.4.7. Les résultats du marché journalier en novembre 2017 . . . .35
3.1.4.8. Le marché de gros en J-1 du 1er au 7 octobre 2018 . . . .35
3.1.4.9. L’élaboration et la sauvegarde des modèles de réseaux communs . . . .36
3.1.4.10. La détermination de la zone synchrone d’Europe continentale . . . .36
3.2. Concurrence . . . .36
3.2.1. Monitoring des prix au niveau du marché de gros et de détail . . . .36
3.2.1.1. Les études réalisées par la CREG en 2018 . . . .36
3.2.1.2. Le monitoring des prix du marché de l’énergie pour les ménages et les petits consommateurs professionnels . . . .40
3.2.2. 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 . . . .45
3.2.2.3. L’échange d’énergie . . . .46
3.2.2.4. La transparence, REMIT et les instruments financiers . . . .49
3.2.2.5. La charte de bonnes pratiques pour les sites Internet de comparaison des prix de l'électricité et du gaz. . . .50
3.3. Protection des consommateurs . . . .50
3.4. Sécurité d’approvisionnement . . . .51
3.4.1. Monitoring de l’équilibre entre l’offre et la demande . . . .51
3.4.2. Contrôle du plan de développement du réseau de transport . . . .52
3.4.3. Sécurité opérationnelle du réseau. . . .52
3.4.4. Investissements dans les interconnexions transfrontalières . . . .53
3.4.5. Mesures visant à couvrir les pics de demande et faire face aux déficits d’approvisionnement . . . .54
3.4.5.1. La réserve stratégique : périodes hivernales 2018-2019-2020 . . .54
3.4.5.2. L’accès à la gestion de la demande . . . .55
3.4.5.3. La sécurité d’approvisionnement en électricité pour l’hiver 2018-2019 . . . .56
4. Le marché du gaz naturel. . . .57
4.1. Régulation . . . .58
4.1.1. La fourniture de gaz naturel. . . .58
4.1.1.1. Les autorisations fédérales de fourniture de gaz naturel . . . .58
4.1.1.2. Les prix maximaux . . . .59
4.1.1.3. L’évolution et les fondamentaux du prix du gaz naturel . . . .59
4.1.2. Le transport et la distribution . . . .59
4.1.2.1. La dissociation et la certification du gestionnaire du réseau de transport . . . .59
4.1.2.2. La gouvernance d’entreprise . . . .60
4.1.2.3. Le fonctionnement technique. . . .61
4.1.2.4. Les tarifs de réseau et les tarifs GNL. . . .63
4.1.3. Les questions transfrontalières et l’intégration du marché. . . .65
4.1.3.1. L’accès aux infrastructures transfrontalières. . . .65
4.1.3.2. Cohérence du plan d’investissements du réseau de transport avec le plan de développement du réseau européen . . . .65
4.1.3.3. L’intégration du marché. . . .65
4.2. Concurrence . . . .67
4.2.1. Monitoring des prix au niveau du marché de gros et de détail . . . .67
4.2.1.1. Les études réalisées par la CREG en 2018 . . . .67
4.2.1.2. Le monitoring des prix du marché de l’énergie pour les ménages et les petits consommateurs professionnels . . . .67
4.2.2. Monitoring de la transparence et de l’ouverture du marché . . . .67
4.3. Protection des consommateurs . . . .68
4.4. Sécurité d’approvisionnement . . . .68
4.4.1. Monitoring de l’équilibre entre l’offre et la demande . . . .68
4.4.2. Contrôle des plans d’investissements du gestionnaire de réseau de transport . . . .71
4.4.3. Prévisions de la demande future, réserves disponibles et capacité supplémentaire . . . .72
4.4.4. Couverture des prélèvements de pointe . . . .73
5. La CREG . . . .75
5.1. Le comité de direction et le personnel de la CREG . . . .76
5.2. Le conseil consultatif du gaz et de l’électricité . . . .78
5.3. La note de politique générale, le rapport comparatif des objectifs et des réalisations de la CREG et le mémorandum de la CREG à l’attention des élections fédérales de 2019 . . . .80
5.4. Le traitement des questions et plaintes. . . .80
5.5. Les présentations données par la CREG . . . .81
5.6. La CREG et les autres instances . . . .85
5.6.1. La CREG et la Commission européenne . . . .85
5.6.2. La CREG au sein de l’ACER. . . .85
5.6.3. La CREG au sein du CEER . . . .88
5.6.4. Le European Gas Regulatory Forum. . . .91
5.6.5. Le European Electricity Regulatory Forum. . . .91
5.6.6. Le Citizens' Energy Forum . . . .92
5.6.7. Le Energy Infrastructure Forum . . . .92
5.6.8. La CREG et les autres régulateurs nationaux . . . .92
5.6.9. La CREG et la FSMA . . . .93
5.6.10. La CREG et le Parlement . . . .93
5.6.11. La CREG et les régulateurs régionaux . . . .93
5.6.12. La CREG et les autorités de la concurrence . . . .94
5.6.13. La CREG et le monde universitaire belge. . . .95
5.7. Les finances de la CREG . . . .95
5.7.1. La cotisation fédérale . . . .95
5.7.2. Les fonds . . . .98
5.7.3. Les comptes 2018 . . . .99
5.7.4. Le rapport du réviseur d’entreprises sur les comptes pour l’exercice clos le 31 décembre 2018. . . 104
5.8. La liste des actes adoptés par la CREG en 2018 . . . 106
1 Énergie prélevée par les clients raccordés au réseau de transport fédéral . . . 17
2 Tarif moyen non pondéré de déséquilibre . . . 23
3 Évolution de la charge tarifaire (hors raccordement, tarifs OSP, surcharges et TVA) pour les utilisateurs du réseau de transport . . . 26
4 Capacité moyenne d'exportation et d'importation et nomination moyenne par année . . . 29
5 Apports annuels des capacités mises aux enchères aux échéances mensuelles et annuelles . . . 31
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 . . . 51
9 Répartition par type de centrale de la capacité installée raccordée au réseau d'Elia. . . 51
10 Répartition par type d'énergie primaire de l'électricité produite par les centrales situées sur des sites raccordés au réseau d’Elia . . . 52
11 Entreprises actives sur le marché belge sur le plan du shipping de gaz naturel . . . 58
12 Répartition par segment d’utilisateurs de la demande belge de gaz naturel . . . 68
13 Directions et personnel de la CREG. . . 77
14 Membres du conseil consultatif du gaz et de l’électricité. . . 79
15 Aperçu des présentations données par les membres de la CREG . . . 81
16 Synthèse du compte d’exécution du budget en dépenses . . . 100
17 Synthèse du compte d’exécution du budget en recettes . . . 100
18 Compte de résultats. . . 101
19 Bilan. . . 102
1 Évolution de la capacité installée en énergie éolienne offshore par parc . . . 15
2 Production nette d'électricité verte offshore par parc . . . 16
3 Tarif moyen non pondéré de déséquilibre et prix BELPEX DAM . . . 24
4 Disponibilité et utilisation de la capacité d'interconnexion . . . 29
5 Impact de la mise à disposition garantie de 20 % de la capacité thermique des branches critiques pour les échanges commerciaux entre zones d’offres . . . 31
6 Rentes de congestion journalière brutes du couplage des marchés . . . 32
7 Évolution mensuelle du prix de l’électricité pour un client type résidentiel . . . 43
8 Évolution mensuelle du prix du gaz naturel pour un client type résidentiel . . . 43
9 Évolution mensuelle du prix de l’électricité pour les PME et les indépendants . . . 43
10 Évolution mensuelle du prix du gaz naturel pour les PME et les indépendants . . . 43
11 Charge moyenne du réseau d’Elia sur une base mensuelle. . . 44
12 Prix moyens mensuels du marché journalier pour la fourniture d'électricité dans les pays de la région CWE . . . 47
13 Prix moyens annuels du marché journalier pour la fourniture d'électricité dans les pays de la région CWE . . . 47
14 Robustesse moyenne mensuelle du marché d'EPEX SPOT Belgium . . . 48
15 Énergie échangée et prix moyen sur la bourse intraday . . . 48
16 Comparaison du prix de gros pour les contrats à court terme et à long terme . . . 49
17 Évolution de la charge physique maximale des interconnexions avec la France et les Pays-Bas . . . 52
18 Évolution des tarifs de transport de gaz naturel (tarifs d’entrée et de sortie pour le gaz H) de Fluxys Belgium. . . 64
19 Transactions nettes de gaz naturel entre le marché belge (Belux) de gaz naturel ZTP et les marchés frontaliers . . . 66
20 Prix moyens annuels du gaz naturel sur les marchés day-ahead et year-ahead . . . 66
21 Répartition par segment d’utilisateurs de la demande belge de gaz H et de gaz L. . . 68
22 Évolution de la consommation de gaz naturel par segment d'utilisateurs adaptée en fonction des variations climatiques . . . 69
23 Répartition du flux entrant de gaz naturel par zone d’entrée. . . 70
24 Composition du portefeuille d’approvisionnement moyen des fournisseurs actifs en Belgique . . . 70
25 Composition du portefeuille d’approvisionnement moyen pour le marché belge du gaz naturel . . . 70
26 Parts de marché des entreprises de fourniture sur le réseau de transport . . . 71
27 Perspectives de demande de gaz naturel en Belgique . . . 72
28 Répartition du prélèvement de pointe par segment d’utilisateurs . . . 73
29 Répartition des sources de gaz naturel pour la couverture du prélèvement de pointe . . . 73
Avant-propos
1
L’année 2018 aura été marquée par plusieurs évolutions, voire bouleversements sur les marchés de l’énergie : arrêts prolongés de plusieurs réacteurs nucléaires, annonce de risques de pénurie d’électricité durant l’hiver, cessation d’activités de plusieurs fournisseurs d’électricité et de gaz naturel, évolutions importantes des prix de l’électricité, du gaz naturel et du CO2, progression de la procédure d’adoption des propositions législatives du Clean Energy Package, problématique de la rémunération de la capacité de production,…
La CREG a suivi de près cette actualité énergétique sans cesse évolutive, voire imprévisible, ainsi que ses implications pour les marchés et les consommateurs belges de l’énergie, au travers de nombreuses réflexions, souvent engagées sur la base d’une concertation proactive avec les différents ac- teurs du marché ou autorités compétentes, sans préjudice à son objectivité et à son indépendance.
Sur le plan du fonctionnement des marchés et de leur contri- bution à la sécurité d’approvisionnement, la CREG a formulé plusieurs recommandations et avis visant, entre autres, à augmenter les capacités de production d‘électricité en Bel- gique mais également les capacités d’importation, par la mise en œuvre, en étroite coopération avec les pays voisins, d’un couplage des marchés de l’électricité (Flow Based Mar- ket Coupling) plus performant. Les réflexions européennes sur la construction d’un marché intégré de l’énergie, aux- quelles participe activement la CREG au sein du CEER et
de l’ACER, se poursuivent en vue d’identifier les éventuels dysfonctionnements, anticiper les changements et définir les règles communes de fonctionnement.
Dans la même perspective, la CREG s’est régulièrement tenue informée, en étroite coopération avec les différentes parties concernées, des évolutions liées au contexte parti- culier du Brexit afin d’anticiper 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.
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 naturel - y compris l’impact de l’indisponibilité de centrales nucléaires sur les prix - et l’impact des prix sur la compétitivité des entreprises, en particulier élec- tro-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 pou- voir d’achat des ménages. La dynamique concurrentielle sur les marchés de détail a également retenu l’attention en 2018, année marquée, pour la première fois depuis 2003, par une baisse du nombre de fournisseurs actifs, liée aux
effets d’une vague de consolidation qui s’est amorcée dans le secteur depuis 2016. 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, par ses initiatives et actions innovantes, dont l’outil CREG SCAN consulté à plus de 387 000 reprises en 2018, 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. En ef- fet, la réalité du terrain indique, par exemple, que respective- ment près de 18 % et 13 % des consommateurs d’électricité et de gaz naturel n’ont jamais changé de contrat d’électricité ou de contrat de gaz naturel, alors que la libéralisation des marchés de l’énergie a pris place depuis plus de 10 ans et que l’énergie reste un bien de première nécessité, qui in- fluence directement le quotidien des consommateurs.
L’année 2018 aura également été marquée par de nom- breuses évolutions législatives sur le plan national, portant sur la modification du cadre légal de la réserve stratégique, l’affectation des soldes du passé de la cotisation fédérale, la modification du mécanisme fédéral de soutien à l’éner- gie éolienne offshore et les modalités des concessions
domaniales pour les installations offshore de transport d’élec- tricité. De par le savoir-faire de ses collaborateurs hautement qualifiés, la CREG a contribué de manière substantielle aux travaux préparatoires liés à ces questions énergétiques, qui se caractérisent par une grande complexité tant sur le plan technico-économique que juridique. Dans le cadre de ce pro- cessus, et en vertu des compétences qui lui sont confiées, la CREG s’est efforcée de promouvoir, à son niveau, une régu- lation 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’ensemble des actes adoptés par la CREG en 2018, décrits, de manière plus cir- constanciée, dans le présent rapport d’activités.
Enfin, des transformations profondes se profilent à l’horizon, qu’elles soient induites, individuellement ou conjointement, par la transition énergétique, par l’ère de la digitalisation ou encore par la reconfiguration des marchés de l’énergie sous l’adoption des nouveaux textes réglementaires européens, qui marqueront de manière décisive le futur des marchés de l’énergie et celui des autorités compétentes, dont les autorités de régulation nationales. La CREG entend s’y pré- parer davantage, dans un esprit de confiance et de dialogue constructif avec l’ensemble des stakeholders et des autori- tés 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 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 à son indépendance et à 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 souhaiterais enfin terminer cet avant-propos en exprimant mes remerciements à Madame Marie-Pierre Fauconnier pour le professionnalisme et le dynamisme dont elle a fait preuve durant son mandat de présidente du comité de direc- tion jusqu’en novembre 2018.
Je vous souhaite une bonne lecture.
Koen Locquet
Président f. f. du comité de direction Février 2019
législatives nationales
Les principales évolutions
législatives nationales
2
2.1. Modification du cadre légal pour la réserve stratégique
Une loi du 30 juillet 20181 a modifié la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité (ci-après, la « loi électrici- té ») afin d’adapter, d’une part, le cadre légal pour la réserve stra- tégique et, d’autre part, les conditions de sortie du marché et de retour vers le marché des installations de production d’électricité.
Ces modifications font suite aux engagements pris par l’État belge dans le cadre de la procédure de notification de la réserve stratégique auprès de la Commission européenne, conformé- ment aux articles 107 et 108 du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, et approuvés par la décision de la Commis- sion européenne du 7 février 20182.
La loi du 30 juillet 2018 précitée commence par élargir l’obli- gation de notification à charge des exploitants en cas de mise à l’arrêt d’installations de production d’électricité : cette obliga- tion vise désormais la mise à l’arrêt temporaire ou définitive de toute installation d’une capacité installée supérieure ou égale à 5 MW, mais également la réduction structurelle, temporaire ou définitive, de 5 MW ou plus de la capacité installée. La loi précise qu’une mise à l’arrêt définitive, une fois effective, rend impossible toute production d’électricité sauf dans le cadre de la réserve stratégique et de la fourniture du service de black-start.
Cette loi précise par ailleurs les conditions de retour sur le mar- ché des unités de production ayant notifié une mise à l’arrêt ou une réduction de capacité temporaire - le retour sur le marché d’une unité ayant fait une notification de mise à l’arrêt définitive étant désormais impossible. La date de retour sur le marché
dépend de la date de la notification de ce retour et du point de savoir si l’unité en question est ou non reprise dans la réserve stratégique, l’idée étant qu’un retour sur le marché ne doit pas perturber la détermination du besoin en réserve stratégique ni un appel d’offres en cours.
Les dispositions de la loi électricité relatives à la réserve straté- gique ont également été profondément modifiées par cette loi du 30 juillet 2018.
En ce qui concerne les analyses préalables, il est désormais prévu que le gestionnaire du réseau de transport d’électricité consulte les utilisateurs du réseau et la CREG sur toute évo- lution des hypothèses de base et de la méthodologie utilisées pour son analyse sur l’état de la sécurité d’approvisionnement du pays pour la période hivernale suivante.
Si la constitution d’une réserve stratégique s’avère nécessaire, elle ne pourra désormais être contractée que pour une année ; la loi du 30 juillet 2018 a ainsi supprimé la possibilité de contrac- ter une réserve stratégique pour une période allant jusqu’à trois ans maximum. Le volume de la réserve stratégique pour la pé- riode hivernale suivante est fixé par arrêté ministériel au plus tard le 15 janvier, mais la loi du 30 juillet 2018 a inséré la possi- bilité pour le ministre de revoir ce volume, à la hausse ou à la baisse, en fonction des circonstances liées à la sécurité d’appro- visionnement. Cette adaptation doit au plus tard intervenir le 1er septembre précédant le début de la période hivernale.
La loi du 30 juillet 2018 modifie également les conditions de participation à la procédure de constitution de la réserve straté- gique, en permettant notamment aux exploitants de groupes de
secours permettant l’îlotage3 d’y participer, et en apportant des précisions sur les unités de production qui doivent y participer, sous peine de se voir infliger une amende administrative.
La procédure d’évaluation du caractère manifestement dérai- sonnable ou non des offres et, le cas échéant, d’imposition de prix et de volumes est également profondément revue. On no- tera en particulier (i) l’obligation faite à la CREG de publier, au plus tard le jour du lancement de la procédure de constitution de la réserve stratégique, les critères sur la base desquels le caractère manifestement déraisonnable ou non des offres sera apprécié ; (ii) la possibilité, désormais offerte à la CREG dans le cadre de son analyse, de demander aux candidats à la réserve stratégique la transmission, dans un délai de sept jours, de toute information en rapport avec son offre ; (iii) la possibilité pour la direction générale de l’Énergie du SPF Économie, PME, Classes moyennes et Énergie (ci-après, la « direction générale de l'Éner- gie) d’assister en tant qu’observateur aux travaux préparatoires de l’avis de la CREG ; (iv) l’obligation pour la CREG d’indiquer dans son avis une estimation du niveau à partir duquel le prix des offres qui seraient considérées comme manifestement déraisonnables pourrait être considéré comme raisonnable ; (v) l’habilitation au Roi d’établir une procédure permettant la déter- mination par arrêté ministériel d’un prix imposé pour la fourni- ture de la réserve stratégique par les candidats ayant remis une offre considérée comme manifestement déraisonnable (cette procédure a été fixée par arrêté royal du 13 novembre 20184).
Enfin, il convient de noter que la loi du 30 juillet 2018 contient certaines dispositions visant à préciser le cadre dans lequel des études relatives à la sécurité d’approvisionnement doivent ou peuvent être réalisées par le gestionnaire du réseau de transport
1 Loi du 30 juillet 2018 modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité en vue de modifier le cadre légal pour la réserve stratégique (Moniteur belge du 31 août 2018).
2 Commission européenne, décision SA.48648, Belgium – Strategic reserve, 7 février 2018.
3 La loi du 30 juillet 2018 a également inséré dans la loi électricité une définition de cette notion (art. 2, 68° de la loi électricité). Il s’agit d’une « installation de production d'électricité au sein d'un site de consommation, dont la puissance nominale ne dépasse pas significativement la puissance de consommation du site concerné et qui est installée exclusivement afin d'assurer l'approvisionnement en électricité de ce site ou d'une partie de celui-ci lorsque ce site ou une partie de celui-ci est privé d'alimentation électrique provenant du réseau auquel il est raccordé ».
législatives nationales
d’électricité. D’une part, la loi charge désormais le gestionnaire du réseau de réaliser tous les deux ans une analyse relative aux besoins du système électrique belge en matière d'adéquation et de flexibilité du pays sur un horizon de dix ans, dont les hypo- thèses et scénarios de base, ainsi que la méthodologie utilisés sont déterminés en collaboration avec la direction générale de l'Énergie et le Bureau fédéral du Plan et en concertation avec la CREG (art. 7bis, § 4bis, de la loi électricité) ; d’autre part, et indépendamment des analyses récurrentes prévues par la loi, un nouvel article 7decies permet au ministre de l’Énergie de demander au gestionnaire du réseau de réaliser toute étude né- cessaire concernant l'adéquation du système électrique belge.
Toutes les analyses et études en la matière devront désormais faire l’objet d’une publication, notamment sur le site internet de la direction générale de l’Énergie.
2.2. Affectation des soldes du passé de la cotisation fédérale
Une loi du 18 mars 20185 a inséré un nouveau paragraphe 4 à l’article 21bis de la loi électricité, qui institue une cotisation fédérale destinée au financement de certaines obligations de service public et des coûts liés à la régulation du marché de l’électricité. Cette modification a pour objet de rendre possible l’affectation des surplus de cotisation fédérale payés, entre 2009 et 2017, par les clients finals raccordés au réseau de distribution.
En effet, pour permettre à la cotisation fédérale de couvrir ses besoins, il est uniquement tenu compte du volume d’électrici- té qui transite par le réseau de transport. C’est sur cette base qu’est calculée la valeur unitaire de la cotisation fédérale, c’est- à-dire le montant dû par chaque client final pour tout MWh qu’il prélève du réseau. Or, avec l’augmentation de la production dé- centralisée, il s’est avéré que le nombre de MWh facturés aux
clients finals dépassait le volume d’électricité transitant par le réseau de transport et ayant servi de base au calcul du montant nécessaire à la couverture des coûts à couvrir par la cotisation fédérale, de sorte que les gestionnaire de réseau de distribu- tion, qui facturent la cotisation fédérale aux clients finals via les fournisseurs ont, entre 2009 et 2017, généré un trop-perçu de cotisation fédérale qu’il convenait de redistribuer.
Compte tenu des pratiques diverses qui ont été suivies par les différents gestionnaires de réseau de distribution à cet égard, la loi du 18 mars 2018 précitée prévoit que, si le montant de cotisation fédérale perçu par le gestionnaire du réseau de dis- tribution est supérieur à celui que le gestionnaire du réseau de transport lui a facturé, il appartient au gestionnaire de réseau de distribution d’opérer la réaffectation de ce trop-perçu, sur la base de décomptes annuels approuvés par la CREG.
Pour les années 2018 et suivantes, l’arrêté royal du 24 mars 2003 fixant les modalités de la cotisation fédérale destinée au financement de certaines obligations de service public et des coûts liés à la régulation et au contrôle du marché de l'électricité avait déjà fait, en 2017, l’objet d’une modification permettant de tenir compte de la production décentralisée d’électricité dans le cadre de la fixation des montants de cotisation fédérale à factu- rer (voir rapport annuel 2017, page 88).
2.3. Modification du mécanisme fédéral de soutien à l’énergie éolienne offshore
Par un arrêté du 17 août 2018 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 27 août 2018), le Roi a entendu déterminer les modalités du soutien attribué aux concessionnaires offshore
5 Loi du 18 mars 2018 modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité concernant les modalités de la cotisation fédérale destinée au financement de certaines obligations de service public et des coûts liés à la régulation et au contrôle du marché de l'électricité (Moniteur belge du 3 avril 2018).
6 SeaMade : à l’origine, Mermaid et Seastar.
7 Proposition (A)1740 de modification de 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, 16 avril 2018.
8 Commission européenne, décision SA.51306, Belgium - Individual aid to three offshore windfarm projects (Mermaid, Seastar and Northwester2), 27 septembre 2018.
Northwester 2 et SeaMade6. Suite à un accord intervenu entre le gouvernement fédéral et ces titulaires de concession domaniale fin octobre 2017, la CREG a été chargée de réaliser une proposition d’arrêté royal, qu'elle a transmise le 16 avril 20187. L’avant-projet d’arrêté a été notifié à la Commission européenne et une décision d’approbation est intervenue le 27 septembre 20188.
En substance, par rapport au mécanisme de soutien antérieur (voir rapport annuel 2017, page 11), les principales modifications sont les suivantes :
- Levelised cost of Energy (LCOE) fixé à 79 €/MWh, le reste de la formule de détermination du prix minimal de rachat du certi- ficat vert restant inchangé ;
- Obligation d’achat des certificats verts pour un volume d’élec- tricité à fixer par arrêté ministériel, correspondant à 63 000 heures de pleine puissance et pour une période de 17 ans maximum à compter de la mise en service de chaque installa- tion, et s’éteignant en tout état de cause le 31 décembre 2037, sauf cas de force majeure ;
- Détermination d’un mécanisme d’avances mensuelles, dont le montant est fixé anticipativement par la CREG sur la base d’un prix minimal et d’un volume de production présumés ;
- Pendant les cinq premières années d’exploitation, attribution d’une avance annuelle complémentaire dans l’hypothèse où la production réelle n’atteindrait pas la production présumée (ceci, afin de garantir les revenus des concessionnaires pour cette période, conformément à l’accord intervenu) ;
- Introduction d’un système de décomptes par la CREG afin de faire correspondre le soutien obtenu à la production réelle et au prix minimal observé au moment de la production ;
- Néanmoins, pour les cinq premières années d’exploitation, ré- alisation d’un décompte unique en fin de période et report de l’éventuel remboursement du trop-perçu à la fin de la période de soutien.
2.4. Modalités des concessions domaniales pour les installations offshore de transport d’électricité
En exécution de l’article 13/1 de la loi électricité, le Roi a adopté, le 1er mars 2018, un arrêté relatif aux conditions et à la procédure d’octroi des concessions domaniales au gestionnaire du réseau pour la construction et l’exploitation d’installations pour la trans- mission d’électricité dans les espaces marins sur lesquels la Belgique peut exercer sa juridiction conformément au droit ma- ritime international (Moniteur belge du 8 mars 2018). Le projet d’arrêté royal avait fait l’objet de deux avis de la CREG rendus le 7 juillet 2016 et le 7 septembre 2017 (voir rapport annuel 2016, page 14 et rapport annuel 2017, page 14).
Dans un premier chapitre, l’arrêté royal du 1er mars 2018 expose les critères d’octroi de la concession domaniale, les exigences en ce qui concerne la constitution du dossier de demande, la procédure de traitement des demandes de concession et d’oc- troi ou de refus d’octroi de celle-ci, les obligations du titulaire de la concession, les modalités de modification et de prolongation de la concession et les hypothèses de cessation de celle-ci.
Suite à la modification de la loi électricité du 13 juillet 2017, visant à établir un cadre pour le Modular Offshore Grid (« MOG ») (voir rapport annuel 2017, page 10), l’arrêté royal du 1er mars 2018 prévoit également les modalités de transfert au gestionnaire du réseau de transport d’électricité des autorisations administra- tives octroyées aux titulaires d’une concession domaniale pour
la production d’électricité dans les espaces marins sous juridic- tion de la Belgique et ce, en vue de la mise en service du MOG.
Il s’agit de l’autorisation de pose de câbles et des permis et au- torisations requis pour l’exercice de certaines activités exercées dans les espaces marins.
Enfin, l’arrêté royal du 1er mars 2018 contient un chapitre rela- tif aux déclarations d’utilité publique en vue de permettre au gestionnaire du réseau de transport d’électricité soit d’amé- nager dans le périmètre d’une concession domaniale pour la production d’électricité offshore des installations pour le trans- port d’électricité, soit d’utiliser directement les installations des titulaires d’une telle concession en vue d’y placer des instal- lations de transport. La déclaration d’utilité publique est, confor- mément à l’article 24 de l’arrêté du 1er mars 2018, constitutive d’une servitude légale d’utilité publique. Il convient par ailleurs de noter qu’une déclaration d’utilité publique n’est pas la seule voie possible pour permettre l’utilisation, par le gestionnaire du réseau, de la concession domaniale attribuée à un producteur d’électricité offshore ou des installations de ce producteur : ces modalités peuvent être prévues par un simple accord entre par- ties, dont une copie doit être adressée à la direction générale de l’Énergie (cf. art. 3, § 2, 8° de l’arrêté du 1er mars 2018).
2.5. Modification du règlement technique
Un arrêté royal du 12 décembre 20189 modifie les dispositions de l’arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règle- ment technique pour la gestion du réseau de transport de
l’électricité et l’accès à celui-ci qui ont trait au code de sauve- garde et au code de reconstitution. Cet arrêté royal intervient dans le cadre de la mise en œuvre du règlement européen n°
2017/2196 du 24 novembre 2017 établissant un code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution du réseau électrique.
Conformément à l’article 11 de la loi électricité, le projet d’arrêté royal a été soumis à l’avis de la CREG, rendu le 11 octobre 201810.
Désormais, les plans de défense et de reconstitution (au lieu des codes de sauvegarde et de reconstitution) seront proposés par le gestionnaire du réseau de transport à l’approbation du ministre de l’Énergie, après avis de la CREG. À défaut d’appro- bation, le gestionnaire du réseau sera chargé de soumettre une nouvelle proposition. Auparavant, les codes de sauvegarde et de reconstitution étaient simplement établis par le gestionnaire du réseau.
L’arrêté royal du 12 décembre 2018 insère également un nou- vel article 315/1 dans le règlement technique, chargeant en outre le ministre de l’Énergie d’approuver un certain nombre d’instruments (par exemple les « modalités et conditions gé- nérales régissant le rôle des fournisseurs contractuels de ser- vices de défense »), mettant ce faisant en œuvre la possibilité offerte par le règlement 2017/2196 précité d’attribuer un tel pouvoir d’approbation à une entité autre que l’autorité natio- nale de régulation.
Le marché de l’électricité
3
11 Avis (A)1787 du 12 juillet 2018 relatif à l'octroi d'autorisations individuelles pour la construction d'une installation de production d’électricité (parc solaire) à Lommel par la SA Kristal Solar Park ; Avis (A)1809 du 23 août 2018 relatif à l'octroi d'autorisations individuelles pour la construction d'une installation de production d’électricité (cogénération) à Kallo par la SA Borealis Kallo ; Avis (A)1826 du 6 septembre 2018 relatif à la nécessité de renouveler l’autorisation de production individuelle octroyée à la SA RWE Generation Belgium pour la construction d'une installation de production d’électricité à Zwijndrecht après l’acquisition de l’ensemble des parts par INEOS Oxide Limited ; Avis (A)1824 du 6 septembre 2018 relatif à la nécessité de renouveler l’autorisation de production individuelle octroyée à la SA T-Power pour la construction d'une installation de production d’électricité à Tessenderlo après l’acquisition de l’ensemble des parts par la SA Tessenderlo Group ; Avis (A)1828 du 17 septembre 2018 relatif à la nécessité d’un renouvellement d’une autorisation individuelle couvrant l’établissement de la centrale TGV de Marcinelle suite au changement de contrôle de Marcinelle Energie SA ; Avis (A)1872 du 6 décembre 2018 relatif à la nécessité d’un renouvellement d’une autorisation individuelle couvrant l’établissement d’une centrale TGV à Manage suite au changement de contrôle de Bali Wind SA.
12 Avis (A)1726 du 1er février 2018 relatif à la demande de modification de la concession domaniale octroyée à Northwester 2 SA pour la construction et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir des vents dans les espaces marins ; Avis (A)1748 du 26 avril 2018 relatif à la demande de modification de la concession domaniale octroyée, par arrêté ministériel du 12 mai 2015, à Northwester 2 SA pour la construction et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir de l’eau, des courants ou des vents dans les espaces marins situés au-dessus du Blighbank ; Avis (A)1774 du 15 juin 2018 relatif à la demande de modification de la concession domaniale octroyée, par arrêté ministériel du 20 juillet 2012, à la société momentanée Mermaid pour la construction et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir de l’eau, des courants ou des vents dans les espaces marins situés au-dessus du Blighbank ; Avis (A)1775 du 15 juin 2018 relatif à la demande de modification de la concession domaniale octroyée, par arrêté ministériel du 1er juin 2012, à l’association commerciale momentanée Seastar pour la construction et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir des vents dans les espaces marins situés entre le Lodewijkbank (anciennement Bank zonder Naam) et le Blighbank ; Avis (A)1862 du 15 novembre 2018 relatif à la demande de prolongation de la concession de domaine octroyée, par arrêté ministériel du 5 octobre 2009, à Norther SA pour la construction et l'exploitation d'installations de production d'électricité à partir des vents dans les espaces marins situés au sud du Thornton Bank.
13 Avis (A)1784 du 5 juillet 2018 relatif à la demande de la société momentanée Mermaid de cession à la société anonyme Seastar de la concession domaniale pour la construction et l’exploitation d'installations de production d'électricité à partir d’énergie éolienne dans les espaces marins, qui lui a été octroyée par arrêté ministériel du 20 juillet 2012.
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 délivrée par le ministre fédéral de l'Énergie sur avis de la CREG. Dans ce cadre, en 2018, la CREG a rendu cinq avis, tous favorables11. Un arrêté ministériel du 19 septembre 2018, publié au Moniteur belge du 7 décembre 2018, octroie à la SA Kristal Solar Park une autorisation individuelle pour l’établissement d’une ins- tallation photovoltaïque pour la production d’électricité d’une puissance de 75 MW, sur le territoire de la ville de Lommel.
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 2018, la CREG a reçu vingt- trois 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
Au cours de l'année 2018, à la demande de la direction géné- rale de l'Énergie, la CREG a rendu cinq avis sur des demandes de modification de concessions domaniale pour la construc- tion et l’exploitation d’installations de production d’électricité à partir des vents dans les espaces marins12.
Début juillet 2018, à la demande de la direction générale de l'Énergie, la CREG a rendu un avis positif concernant la ces- sion de la concession domaniale de la société momentanée Mermaid à la SA Seastar13. Par arrêté ministériel du 18 juillet 2018 (Moniteur belge du 13 août 2018), la concession doma- niale initialement octroyée à la société momentanée Mermaid est transférée à la SA Seastar.
B. Les certificats verts, les certificats de garantie d’origine et les garanties d’origine
• Les demandes introduites auprès de la CREG Le 19 juillet 2018, la CREG a approuvé la proposition de contrat d’achat de certificats verts entre Elia et Rentel. L'obligation d'achat de certificats verts pour l’électricité produite à partir d'énergie éolienne offshore fait en effet l'objet d'un contrat conclu entre le titulaire de la concession domaniale et le ges- tionnaire de réseau.14
Ensuite, les 20 septembre et le 25 octobre 2018, la CREG a approuvé les demandes d’octroi formulées par Rentel, de certificats verts pour l’électricité produite par le parc éolien offshore de 309 MW15. Les éoliennes concernées répondent aux conditions d’octroi de certificats verts pour l’électricité nette produite à compter de la date de signature des certificats de garantie d’origine respectifs pour chaque éolienne.
16 Décision (B)1768 du 28 juin 2018 relative à la fixation du facteur de correction portant sur la 3e période (03.10.2018 – 02.10.2019) pour la détermination du prix minimum des certificats verts délivrés pour l’électricité produite par les installations de la concession domaniale de Rentel ; Décision (B)1832 du 11 octobre 2018 relative à la demande de fixation du facteur de correction en vue de déterminer le prix minimal des certificats verts délivrés pour l’électricité produite par les installations situées dans la concession domaniale de Northwester 2 pour la première période suivant le financial close ; Décision (B)1832 du 11 octobre 2018 relative à la demande de fixation du facteur de correction en vue de déterminer le prix minimal des certificats verts délivrés pour l’électricité produite par les installations situées dans la concession domaniale de Northwester 2 pour la première période suivant le financial close ; Décision (B)1860 du 26 novembre 2018 relative à la demande de fixation du facteur de correction en vue de déterminer le prix minimal des certificats verts délivrés pour l’électricité produite par les installations situées dans la concession domaniale de Mermaid pour la première période suivant le financial close ; Décision (B)1861 du 26 novembre 2018 relative à la demande de fixation du facteur de correction en vue de déterminer le prix minimal des certificats verts délivrés pour l’électricité produite par les installations situées dans la concession domaniale de Seastar pour la première période suivant le financial close.
17 Avis (A)1753 du 24 mai 2018 relatif à la demande de l’ASBL SGS Statutory Services Belgium concernant le renouvellement de l’agrément en tant qu’organisme de contrôle.
En outre, par décisions du 28 juin, du 11 octobre, du 8 no- vembre et du 26 novembre 2018, la CREG a fixé le facteur de correction visant à déterminer le prix minimal des certificats verts délivrés pour l’électricité produite par les installations si- tuées dans les concessions domaniales de, respectivement, Rentel, Northwester 2, Norther, Mermaid et Seastar16. Pour ce faire, la CREG a examiné s'il existait une différence entre le prix de vente contracté pour l'électricité et un prix nominal moyen égal à 90 % du prix de référence de l'électricité.
Enfin, en 2018, la CREG a rendu un avis positif concernant la demande de renouvellement de la reconnaissance de l’ASBL SGS Statutory Services Belgium en tant qu’organisme de contrôle17. L’organisme de contrôle est chargé de délivrer le certificat de garantie d’origine pour les installations de produc- tion d’énergie éolienne offshore et d’exercer un contrôle pério- dique, au moins annuel, de la conformité des données reprises dans le certificat de garantie d'origine.
• Évolution de la capacité installée en énergie éolienne offshore et de l’électricité verte
La puissance installée totale d'éoliennes offshore a augmenté de 308,7 MW en 2018, pour atteindre un total de 1 186,8 MW.
L’évolution de la capacité installée depuis 2009 est illustrée à la figure 1.
Cette hausse résulte de la réalisation du parc éolien de Rentel.
En 2018, tous les parcs éoliens offshore ont injecté ensemble 3 305 GWh dans le réseau de transport.
Figure 1 : Évolution de la capacité installée en énergie éolienne offshore par parc entre avril 2009 et décembre 2018 (Source : CREG)
C-Power Belwind Northwind Nobelwind Rentel
MW
0 200 400 600 800 1000 1200 1400
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 avr./17 août/17 déc./17 avr./18 août/18 déc./18
La production nette d'électricité (avant transformation) de toutes les éoliennes offshore certifiées s'élevait à 3 391 GWh pour l'année 2018, ce qui représente une augmentation de près de 18,4 % par rapport à la production nette en 2017 (2 864 GWh). Cette hausse est due quasi intégralement à la mise en service du parc éolien de Rentel.
La production nette mensuelle par titulaire de concession do- maniale est illustrée à la figure 2. Le load factor moyen en 2018 (la production divisée par la capacité installée) varie de mini- mum 15 % en juillet à maximum 63 % en février.
La CREG octroie un certificat vert par MWh produit net. Les certificats verts octroyés dans le cadre de la production nette des cinq parcs éoliens offshore opérationnels en 2018 repré- sentent un montant de 350 247 917 € (contre 294 722 159 € en 2017). Le coût unitaire de subsidiation de l’offshore à travers des certificats verts a légèrement augmenté en 2018 jusque 103,3 €/MWh contre 102,9 €/MWh en 2017.
C. Les garanties d’origine
La CREG a continué d’assurer en 2018 la gestion de la banque de données de garanties d'origine, via laquelle les producteurs d'énergie éolienne offshore reçoivent des garanties d’origine qu’ils peuvent ensuite exporter vers d’autres marchés euro- péens. Pour ce faire, la CREG est restée une membre active de l’Association of Issuing Bodies (AIB) qui gère le hub dans lequel la majorité des banques de données européennes sont reliées entre elles. La CREG a également accueilli, en mars 2018, la première assemblée générale de l’AIB de l’année. L’AIB a ap- prouvé l’audit du CREG-registry lors de l’assemblée générale de septembre. Sur le plan technique, la conversion au schéma v71
a été réalisée. Un compte a également été ouvert pour Rentel, le nouveau parc éolien mis en service en 2018.
3.1.1.3. Analyse du soutien à l’énergie éolienne offshore En exécution de la note de principe « Appel d'offres offshore parcs éoliens à partir de 2020 », approuvée par le conseil des ministres du 31 août 2018, la CREG a rédigé une note dans laquelle elle analyse la conception du mécanisme de soutien et de l’organisation de l’appel d’offres dans le contexte belge.
La note décrit l’évolution des mécanismes de soutien offshore en Belgique en livrant une série de réflexions sur leur
application, offre un aperçu des procédures de détermination du soutien en examinant plus en détail la conception du futur mécanisme de soutien et traite de plusieurs aspects impor- tants du processus d’appel d’offres concurrentiel.18
3.1.1.4. Mise en service du Modular Offshore Grid
Le 1er mars 2018 a été promulgué l’arrêté royal relatif aux condi- tions d’octroi des concessions domaniales au gestionnaire du réseau pour la construction et l’exploitation d’installations pour la transmission d’électricité dans les espaces marins sur les- quels la Belgique peut exercer sa juridiction conformément au droit maritime international (voir le point 2.4 du présent rap- port). En mai 2018, à la demande de la direction générale de l'Énergie, la CREG a rendu un avis relatif à la demande de la SA Elia Asset en vue de l’octroi d’une telle concession domaniale.
La CREG a rendu un avis positif, assorti d’une double condition suspensive19. Par arrêté royal du 8 juillet 2018 (Moniteur belge du 20 juillet 2018), une concession domaniale a été octroyée à la SA Elia Asset pour la construction et l'exploitation d'ins- tallations pour la transmission d'électricité dans les espaces marins situés au sud du Lodewijkbank.
En vertu de l’article 7, § 2, quatrième alinéa de la loi électri- cité, la CREG a pris différentes décisions relatives au mon- tant visant à couvrir la totalité des coûts du raccordement au Modular Offshore Grid (« MOG ») pour les parcs offshore de Northwester 220, Mermaid 21 et Seastar22. Afin de couvrir la totalité des coûts de financement des installations de rac- cordement au Modular Offshore Grid, la CREG a ainsi décidé que le LCOE de Northwester 2 serait augmenté de 12,67 €/
MWh, celui de Mermaid de 12,70 €/MWh et celui de Seastar de 10,54 €/MWh.
18 Note (F)1880 du 20 décembre 2018 sur le mécanisme de soutien à la construction de parcs éoliens offshore après 2020.
19 Avis (A)1767 du 24 mai 2018 portant sur la demande introduite par la SA Elia Asset en vue de la construction et l’exploitation d’installations pour la transmission d’électricité dans les espaces marins sur lesquels la Belgique peut exercer sa juridiction conformément au droit maritime, en l’espèce le Modular Offshore Grid.
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 avr./17 août/17 déc./17 avr./18 août/18 déc./18
C-Power Belwind Northwind Nobelwind Rentel
GWh
Figure 2 : Production nette d'électricité verte offshore par parc entre avril 2009 et décembre 2018 (Source : CREG)
0 50 100 150 200 250 300 350 400 450 500
23 Proposition (C)1801 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, 19 juillet 2018.
24 Ces chiffres ne tiennent pas compte de l’énergie fournie directement par la production locale ni des clients situés au Grand-Duché de Luxembourg.
25 Proposition (E)1717 relative à l'octroi d'une autorisation de fourniture d'électricité à Eneco Belgium SA, 11 janvier 2018 ; Proposition (E)1720 relative à l'octroi d'une autorisation de fourniture d'électricité à Eni Gas & Power SA, 18 janvier 2018 ; Proposition (E)1727 relative à l'octroi d'une autorisation de fourniture d'électricité à Statkraft Markets GmbH, 8 février 2018 ; Proposition (E)1751 relative à l'octroi d'une autorisation de fourniture d'électricité à Lampiris SA, 17 mai 2018 ; Proposition (E)1779 relative à l’octroi d’une autorisation de fourniture d’électricité à Aspiravi Energy SA, 21 juin 2018.
26 Arrêté ministériel du 9 janvier 2018 (Moniteur belge du 25 janvier 2018).
27 Arrêté ministériel du 12 février 2018 (Moniteur belge du 14 mars 2018).
28 Arrêté ministériel du 22 février 2018 (Moniteur belge du 14 mars 2018).
29 Arrêté ministériel du 27 février 2018 (Moniteur belge du 14 mars 2018).
30 Arrêté ministériel du 21 juin 2018 (Moniteur belge du 2 juillet 2018).
31 Arrêté ministériel du 26 juillet 2018 (Moniteur belge du 10 août 2018).
En 2018, la CREG a transmis à la ministre de l’Énergie cinq pro- positions d’octroi suite aux demandes d’autorisation de fourniture d’électricité émanant de Eneco Belgium SA, Eni Gas & Power SA, Statkraft Markets GmbH, Lampiris SA et Aspiravi Energy SA.25 Au cours de l’année 2018, la ministre de l’Énergie a dé- livré une autorisation individuelle de fourniture d’électri- cité à Powerhouse BV26, Eneco Belgium BV27, Eni Gas &
Power SA28, Statkraft Markets GmbH29, Lampiris SA30 et Aspiravi Energy SA31.
Tableau 1 : Énergie prélevée par les clients raccordés au réseau de transport fédéral pour les années 2007 à 2018 (Sources : Elia, CREG)
Fournisseurs Electrabel SA Autres fournisseurs Total
Points d’accès au 1/01/2018 37 50 83*
31/12/2018 39 51 86*
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
2017 4 947 (43,7%) 6 362 (56,3%) 11 309
2018 7 278 (62,1%) 4 442 (37,9%) 11 720
* Étant donné que quatre points d'accès ont été alimentés en même temps, pendant l'année 2018, 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.
Par ailleurs, en application notamment de l’article 6/2, § 1er, de la loi électricité, la CREG a soumis à la ministre de l’Énergie une proposition d’arrêté royal en vue de déterminer la date ultime à laquelle chaque partie du MOG doit être mis en ser- vice et de fixer le dispositif d’indemnisation des titulaires d’une concession domaniale en cas d’indisponibilité du MOG23. Cette proposition adapte, à la demande de la ministre de l’Énergie, une proposition antérieure transmise à la ministre le 10 no- vembre 2017 (voir le rapport annuel 2017, page 10).
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 nette d’électrici- té24 aux gros clients industriels raccordés au réseau de trans- port fédéral (tension supérieure à 70 kV).
Par rapport à 2017, le volume total d’énergie prélevée en 2018 par les clients finals du réseau de transport a augmenté de 3,6 % (410,9 GWh). Après une période de baisse ayant atteint son pa- roxysme en 2016, on observe au cours des deux dernières an- nées une hausse de la consommation sur le réseau de transport.
Selon une première estimation, la part de marché d’Electrabel sur le réseau de transport s’élèverait à 62,1 % en 2018, un ni- veau en forte augmentation. La part de marché d'Electrabel se
redresse et retrouve son niveau de 2014. Le nombre de points d’accès d’Electrabel reste, en 2018, inférieur à celui des autres fournisseurs, ce qui permet de déduire que le client moyen d’Electrabel est plus grand que le client moyen des autres fournisseurs.
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.
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 réseau de distribution aux clients non protégés dont le contrat de fourniture a été résilié (également appelés « clients droppés ») sont calculés semestriellement par les gestionnaires de réseau de distribution et vérifiés par la CREG. Ils sont établis comme suit : prix de l’énergie + transport + distribution + marge.
La CREG est également 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 calculé et publié les tarifs sociaux applicables du 1er février 2018 au 31 juillet 2018 et du 1er août 2018 au 31 janvier 2019 pour la fourniture d'électricité aux clients résidentiels protégés à reve- nus modestes ou à situation précaire.
Le prix social maximum pour la fourniture d’électricité, pour la période du 1er février 2018 au 31 juillet 2018 inclus, s’élèvait à : - 14,284 c€/kWh (0,14284 €/kWh) pour le tarif simple ; - 15,102 c€/kWh (0,15102 €/kWh) pour le tarif bi-horaire (heures
pleines) ;
- 11,187 c€/kWh (0,11187 €/kWh) pour le tarif bi-horaire (heures creuses) ;
- 8,288 c€/kWh (0,08288 €/kWh) pour le tarif exclusif de nuit.
Le prix social maximum pour la fourniture d'électricité, pour la période du 1er août 2018 au 31 janvier 2019 inclus, s'élèvait à : - 14,579 c€/kWh (0,14579 €/kWh) pour le tarif simple ;
- 15,363 c€/kWh (0,15363 €/kWh) pour le tarif bi-horaire (heures pleines) ;
- 11,550 c€/kWh (0,11550 €/kWh) pour le tarif bi-horaire (heures creuses) ;
- 8,753 c€/kWh (0,08753 €/kWh) pour le tarif exclusif de nuit.
Ces tarifs sont exprimés hors TVA, cotisation fédérale, rede- vance de raccordement (Wallonie) et cotisation fonds énergie (Flandre). Les tarifs de réseaux de transport et de distribution) sont par contre inclus.
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 5.7.2 du présent rapport).
La CREG publie dans ce cadre 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.
3.1.2.3. L’évolution et les fondamentaux du prix de l’électricité
La CREG a poursuivi en 2018 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 ménages et les PME.
Voici quelques évolutions constatées en 2018 pour l’électricité : - début 2018, les tarifs de distribution ainsi que les tarifs de
transport ont été adaptés ;
- dans les pays voisins, aucune nouvelle surcharge n'a été instaurée en 2018 ; les tarifs de réseau et surcharges déjà existants ont toutefois été adaptés, comme c'est le cas chaque année.
32 Avis (A)1874 du 20 décembre 2018 relatif à la demande de renouvellement de la désignation de la SA Elia System Operator en tant que gestionnaire du réseau de transport d'électricité.
3.1.3. Le transport et la distribution
3.1.3.1. Le renouvellement de la désignation, la
dissociation et la certification du gestionnaire du réseau de transport
Suite à une demande d'avis de la ministre fédérale de l’Éner- gie, le 20 décembre 2018, la CREG a rendu un avis favorable sur la demande de renouvellement de la désignation de la SA Elia System Operator en tant que gestionnaire du réseau de transport d'électricité32.
L’interconnecteur Nemo Link Ltd a été certifié le 19 février 2018 par le régulateur britannique Ofgem sous le modèle de l’ownership unbundling, après un avis positif de la Commission européenne du 7 février 2018, et a été désigné par le Secrétaire d’État britannique comme gestionnaire de cette infrastructure.
Cet interconnecteur d’électricité sous-marin entre la Belgique et le Royaume-Uni concerne une joint-venture entre le gestion- naire de réseau belge Elia et le gestionnaire britannique Natio- nal Grid et a été inauguré officiellement le 5 décembre 2018.
Nemo Link Ltd a été désignée comme gestionnaire de la partie britannique de l’interconnexion, la gestion de la partie belge étant confiée à Elia System Operator SA, conformément à la loi électricité belge. La CREG a suivi de près la certification octroyée par l’Ofgem, son pendant britannique, et analysé les conséquences possibles pour la certification d’Elia System Operator SA. Sur la base des informations fournies par Elia à la CREG, d’une part, et de la décision de certification de l’Ofgem concernant Nemo Link (ainsi que l’avis positif de la Commis- sion européenne), d’autre part, le comité de direction de la CREG est arrivé à la conclusion que cette joint-venture et la gestion de ce nouvel interconnecteur ne nécessitaient pas de
réviser la certification initiale de la SA Elia System Operator ni donc d’ouvrir une (nouvelle) procédure de certification.
En outre, conformément à sa compétence de contrôle du respect des exigences de dissociation (unbundling) par le ges- tionnaire de réseau de transport, la CREG a également véri- fié en 2018 multiples modifications notifiées par rapport aux mandats/fonctions/activités que six administrateurs d’Elia Sys- tem Operator et d'Elia Asset exercent, en plus de leur mandat d’administrateur d’Elia System Operator et d'Elia Asset (voir également le point 3.1.3.2 ci-après).
3.1.3.2. La gouvernance d’entreprise
La CREG a pris connaissance du rapport d’activités 2017 du comité de gouvernement d'entreprise d'Elia System Operator et d'Elia Asset dans le cadre du contrôle de l'application des ar- ticles 9 et 9ter de la loi électricité et de l’évaluation de son effi- cacité au regard des objectifs d'indépendance et d'impartialité de la gestion du réseau de transport. La CREG a demandé à Elia System Operator une mise à jour de la composition et des règlements d’ordre intérieur des comités consultatifs mis en place au sein de son conseil d'administration, en ce compris du comité stratégique nouvellement créé.
Par ailleurs, la CREG a pris connaissance du rapport du cadre chargé du respect des engagements relatif au respect du pro- gramme d'engagements par les collaborateurs d'Elia System Operator et d’Elia Asset en 2017. Ce programme d'engage- ments sert à prévenir toute discrimination entre utilisateurs de réseau et/ou catégories d'utilisateurs de réseau.
Enfin, la CREG a examiné, conformément à sa compétence de suivi du respect de la loi électricité, les modifications notifiées par rapport aux mandats/fonctions/activités que
les administrateurs d’Elia System Operator et d'Elia Asset exercent (voir également le point 3.1.3.1 ci-avant).
3.1.3.3. Les réseaux fermés industriels et le réseau de traction ferroviaire
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. Le 20 décembre 2018, la ministre de l'Éner- gie a conféré une telle qualité et une telle reconnaissance à cinq entreprises et réseaux.
3.1.3.4. Le fonctionnement technique
A. Projet de modification du règlement technique
Le troisième paquet Énergie avait introduit les « codes de ré- seau européens » pour le développement et l’amélioration du marché européen de l’électricité.
Depuis 2015, huit codes de réseau et lignes directrices ont été adoptés au niveau européen.
Le 17 mai 2018, Elia a remis sa proposition d’adaptation du règlement technique fédéral et sa proposition d’exigences générales en matière de raccordement au SPF Économie et aux régulateurs, après consultation officielle. Ces propositions
