2017
Commission de Régulation de l'Électricité et du Gaz
Rapport Annuel
Rapport Annuel 2017
1. Avant-propos . . . .5
2. Les principales évolutions législatives nationales. . . .9
2.1. Instauration d’un cadre légal pour le Modular Offshore Grid . . . 10
2.2. Promotion de la flexibilité de la demande et du stockage d’électricité. . . . 10
2.3. Accès aux infrastructures physiques des gestionnaires de réseaux par les opérateurs de communications électroniques . . . 11
2.4. Modification du mécanisme fédéral de soutien à l’énergie renouvelable offshore . . . 11
2.5. Adaptation des modalités de répercussion de la cotisation fédérale électricité . . . .12
2.6. Modification du règlement technique fédéral . . . .12
2.7. Collaboration entre la CREG et l'Autorité belge de la concurrence . . . .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 . . . 16
3.1.2.1. La fourniture aux clients raccordés au réseau de transport . . . 16
3.1.2.2. Les prix maximaux . . . 17
3.1.2.3. L’évolution et les fondamentaux du prix de l’électricité . . . .18
3.1.3. Le transport et la distribution . . . .18
3.1.3.1. La dissociation et la certification du gestionnaire du réseau de transport . . . .18
3.1.3.2. La gouvernance d’entreprise . . . .18
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 . . . .23
3.1.4. Les questions transfrontalières . . . .25
3.1.4.1. L’accès aux infrastructures transfrontalières . . . .25
3.1.4.2. L’analyse du plan d’investissement du gestionnaire de réseau de transport du point de vue de sa cohérence avec le plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté européenne . . . .29
3.1.4.3. L’impact de certaines mesures sur le fonctionnement du couplage des marchés fondé sur les flux . . . .30
3.1.4.4. L’utilisation du Dynamic Line Rating dans le calcul de la capacité . . . 30
3.1.4.5. L’implémentation des codes de réseau . . . .30
3.1.4.6. L’analyse des résultats du marché journalier en Belgique et en Allemagne/Autriche au 1er mai 2017. . . .31
3.2. Concurrence . . . .32
3.2.1. Monitoring des prix au niveau du marché de gros et de détail . . . .32
3.2.1.1. Études réalisées par la CREG en 2017 . . . .32
3.2.1.2. Filet de sécurité . . . .34
3.2.2. Monitoring de la transparence et de l’ouverture du marché . . . .39
3.2.2.1. L’énergie électrique appelée . . . .39
3.2.2.2. La part de marché de la production de gros . . . .39
3.2.2.3. L’échange d’énergie . . . .41
3.2.2.4. Les mesures tendant à améliorer le fonctionnement du marché de gros . . . .45
3.2.2.5. Transparence, REMIT et instruments financiers. . . .45
3.2.2.6. REMIT . . . .45
3.2.2.7. La charte de bonnes pratiques pour les sites Internet de comparaison des prix de l'électricité et du gaz . . . .45
3.3. Protection des consommateurs . . . .46
3.4. Sécurité d’approvisionnement . . . .47
3.4.1. Monitoring de l’équilibre entre l’offre et la demande . . . .47
3.4.2. Contrôle des plans d’investissements du gestionnaire de réseau de transport . . . .47
3.4.3. Sécurité opérationnelle du réseau . . . .48
3.4.4. Investissements dans les interconnexions transfrontalières . . . .48
3.4.5. Mesures visant à couvrir les pics de demande et faire face aux déficits d’approvisionnement . . . .50
3.4.5.1. Réserve stratégique : période hivernale 2017-2018 . . . .50
3.4.5.2. L’accès à la gestion de la demande . . . .50
4.1. Régulation . . . .52
4.1.1. La fourniture de gaz naturel . . . .52
4.1.1.1. Les autorisations fédérales de fourniture de gaz naturel . . . .52
4.1.1.2. Les prix maximaux . . . .53
4.1.1.3. L’évolution et les fondamentaux du prix du gaz naturel . . . .54
4.1.2. Le transport et la distribution . . . .54
4.1.2.1. La dissociation et la certification du gestionnaire du réseau de transport . . . .54
4.1.2.2. La gouvernance d’entreprise . . . .54
4.1.2.3. Le fonctionnement technique . . . .54
4.1.2.4. Les tarifs de réseau et les tarifs GNL . . . .57
4.1.3. Les questions transfrontalières et l’intégration du marché . . . .58
4.1.3.1. L’accès aux infrastructures transfrontalières . . . .58
4.1.3.2. L’analyse du plan d’investissement du gestionnaire du réseau de transport du point de vue de sa cohérence avec le plan de développement du réseau dans l’ensemble de la Communauté européenne . . . .59
4.1.3.3. L’intégration du marché . . . .59
4.2. Concurrence . . . .61
4.2.1. Monitoring des prix au niveau du marché de gros et de détail . . . .61
4.2.1.1. Études réalisées par la CREG en 2017 . . . .61
4.2.1.2. Filet de sécurité . . . .61
4.2.2. Monitoring de la transparence et de l’ouverture du marché . . . .62
4.3. Protection des consommateurs . . . .62
4.4. Sécurité d’approvisionnement . . . .62
4.4.1. Monitoring de l’équilibre entre l’offre et la demande . . . .62
4.4.2. Contrôle des plans d’investissements du gestionnaire de réseau de transport . . . .65
4.4.3. Prévisions de la demande future, réserves disponibles et capacité supplémentaire . . . .66
4.4.4. Couverture des prélèvements de pointe . . . .67
5.1. Le comité de direction et le personnel de la CREG . . . .70
5.2. Le conseil consultatif du gaz et de l’électricité . . . .72
5.3. La note de politique générale et le rapport comparatif des objectifs et des réalisations de la CREG . . . 74
5.4. Le traitement des questions et plaintes . . . 74
5.5. Le site Internet de la CREG . . . 74
5.6. Les présentations données par la CREG . . . .75
5.7. La CREG et les autres instances . . . .77
5.7.1. La CREG et la Commission européenne . . . .77
5.7.2. La CREG au sein de l’ACER . . . .78
5.7.3. La CREG au sein du CEER . . . .80
5.7.4. Le European Gas Regulatory Forum . . . .83
5.7.5. Le European Electricity Regulatory Forum . . . .83
5.7.6. Le Citizens’ Energy Forum . . . .84
5.7.7. Le Energy Infrastructure Forum . . . .84
5.7.8. La CREG et les autres régulateurs nationaux . . . .85
5.7.9. La CREG et la FSMA . . . .85
5.7.10. La CREG et le Parlement . . . .85
5.7.11. La CREG et les régulateurs régionaux . . . .85
5.7.12. La CREG et les autorités de la concurrence . . . .86
5.7.13. La CREG et le monde universitaire belge . . . .86
5.8. Les finances de la CREG . . . .87
5.8.1. La cotisation fédérale. . . .87
5.8.2. Les fonds . . . .89
5.8.3. Les comptes 2017 . . . .91
5.8.4. Le rapport du réviseur d’entreprises sur les comptes pour l’exercice clos le 31 décembre 2017 . . . .96
5.9. La liste des actes adoptés par la CREG en 2017 . . . .98
1 Énergie prélevée par les clients raccordés au réseau de transport fédéral pour les
années 2007 à 2017 . . . 16
2. Tarif moyen non pondéré de déséquilibre au cours de la période 2007-2017 . . . 22
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 . . . 24
4. Capacité moyenne d’exportation et d’importation et nomination moyenne par année. . . 27
5. Apports annuels des capacités mises aux enchères. . . 29
6. Parts de marché de gros dans la capacité de production d’électricité . . . 40
7. Parts de marché de gros dans l’énergie produite . . . 40
8. Charge (énergie et puissance de pointe) du réseau d’Elia pour la période 2007-2017. . . 47
9. Répartition par type de centrale de la capacité installée raccordée au réseau d’Elia au 31 décembre 2017 . . . 47
10. Répartition par type d’énergie primaire de l’électricité produite en 2017 par les centrales situées sur des sites raccordés au réseau d’Elia. . . 47
11. Entreprises actives en 2017 sur le marché belge sur le plan du shipping de gaz naturel - Évolution par rapport à 2016. . . 52
12. Répartition par segment d'utilisateurs de la demande belge de gaz naturel entre 2003 et 2017 . . . 62
13. Directions et personnel de la CREG au 31 décembre 2017 . . . 71
14. Membres du conseil consultatif du gaz et de l’électricité au 31 décembre 2017 . . . 73
15. Aperçu des présentations données par les membres de la CREG en 2017 . . . 75
16. Synthèse du compte d’exécution du budget 2017 en dépenses . . . 92
17. Synthèse du compte d’exécution du budget 2017 en recettes . . . 92
18. Compte de résultats au 31 décembre 2017 . . . 93
19. Bilan au 31 décembre 2017 . . . 94
1 Évolution de la capacité installée en énergie éolienne offshore par parc entre avril 2009 et décembre 2017 . . . 15
2. Production nette d’électricité verte offshore par parc entre avril 2009 et décembre 2017 . . . 15
3. Tarif moyen non pondéré de déséquilibre et prix Belpex DAM au cours de la période 2007-2017. . . 22
4. Disponibilité et utilisation de la capacité d’interconnexion de 2007 à 2017 . . . 26
5. Nombre d’heures durant lesquelles une Critical Branch - Critical Outage (CBCO) a limité les échanges transfrontaliers en fonction de l’emplacement de la CBCO . . . 28
6. Rentes de congestion journalière du couplage des marchés . . . 29
7. Évolution mensuelle du prix de l’électricité en 2017 pour un client type résidentiel . . . 37
8. Évolution mensuelle du prix du gaz naturel en 2017 pour un client type résidentiel . . . 37
9. Évolution mensuelle du prix de l’électricité en 2017 pour les PME et les indépendants . . . 38
10 Évolution mensuelle du prix du gaz naturel en 2017 pour les PME et les indépendants . . . 38
11. Charge moyenne du réseau d’Elia sur une base mensuelle de 2007 à 2017 . . . 39
12. Prix moyens mensuels pour la période 2007-2017 du marché journalier pour la fourniture d'électricité dans les pays de la région CWE . . . 42
13. Prix moyens annuels pour la période 2007-2017 pour la fourniture d’électricité dans les pays de la région CWE . . . 43
14. Robustesse moyenne mensuelle du marché de Belpex entre 2007 et 2017 . . . 43
15. Énergie échangée et prix moyen sur la bourse intraday . . . 44
16. Comparaison du prix de gros pour les contrats à court terme et à long terme . . . 44
17. Évolution entre 2007 et 2017 de la charge physique maximale des interconnections avec la France et les Pays-Bas . . . 48
18. Évolution des tarifs de transport de gaz naturel (tarifs d’entrée et de sortie pour le gaz H) de Fluxys Belgium entre 2007 et 2017 . . . 58
19. Transactions nettes de gaz naturel entre le marché belge de gaz naturel ZTP* et les marchés frontaliers de 2011 à 2017 . . . 60
20. Prix moyens annuels du gaz naturel sur les marchés day-ahead et year-ahead . . . 60
21. Répartition par segment d'utilisateurs de la demande belge de gaz H et de gaz L en 2016 et 2017 . . . 62
22. Évolution de la consommation de gaz naturel par segment d'utilisateurs pendant la période 1990-2017 (1990=100), adaptée en fonction des variations climatiques . . . 63
23. Répartition du flux entrant de gaz naturel par zone d’entrée en 2017 . . . 64
24. Composition du portefeuille d’approvisionnement moyen des fournisseurs actifs en Belgique en 2017 . . . 64
25. Composition du portefeuille d’approvisionnement moyen pour le marché belge du gaz naturel entre 2000 et 2017. . . 64
26. Parts de marché des entreprises de fourniture sur le réseau de transport en 2017 . . . 65
27. Perspectives de demande de gaz naturel en Belgique jusqu’en 2027. . . 66
28. Répartition du prélèvement de pointe par segment d'utilisateurs en 2017 . . . 67
29. Répartition des sources de gaz naturel pour la couverture du prélèvement de pointe en 2017 . . . 67
Avant-propos
1
Indissociable de notre quotidien, l’énergie constitue sans conteste le défi de demain. Il appartient à la CREG, en tant que régulateur fédéral, de veiller à la pertinence et à la clar- té de ses études, avis et décisions, et à les communiquer au mieux. Dans ce cadre, la CREG continue de développer son site Internet, lequel doit servir de plate-forme pour les consommateurs qui souhaitent mieux comprendre le mar- ché et faire des choix éclairés. Les professionnels de l’éner- gie ont, quant à eux, accès à une rubrique plus spécialisée, où ils trouvent - outre des informations spécifiques - une présentation plus conviviale des consultations publiques et des publications. La CREG s’adapte aux besoins particuliers des différents groupes-cibles et rend les informations plus accessibles, tout en gardant le même niveau de détail et d’expertise.
Lancé en 2017, le CREG Scan constitue une première euro- péenne. Il permet au consommateur de comparer le contrat d’électricité et de gaz naturel qu’il a souscrit par le passé à l’offre actuelle, même s’il n’est plus proposé sur le marché.
Fin 2017, le nombre de visiteurs du CREG Scan avait dépassé la barre des 250 000. Une étude relative aux portefeuilles de produits des fournisseurs d’électricité et de gaz naturel, publiée initialement en 2015 et mise à jour en mai 2017, a encore confirmé l’utilité d’un tel outil. Il en ressort que les ménages, PME et indépendants belges sont actifs sur le marché de l’énergie mais qu’un groupe important dispose toujours de contrats plus anciens et bien souvent plus chers.
En outre, la CREG met en garde contre les contrats de pro- longation onéreux. C’est surtout par rapport à ces produits que le potentiel d'économies est considérable.
Conformément à sa mission, la CREG a continué, en 2017, à mettre l'accent sur l’amélioration du fonctionnement du marché dans l’intérêt de tous les consommateurs. Ain- si, l'étude annuelle relative aux composantes des prix de l'électricité et du gaz naturel rend compte de l'évolution, depuis 2007, de ces composantes des prix pour les mé- nages et les PME.
En octobre 2017, la CREG a publié pour la quatrième fois son rapport annuel relatif au mécanisme du filet de sé- curité. Ce mécanisme a contribué à rendre l’information plus claire et plus transparente pour les différents acteurs du marché, notamment en imposant l’utilisation de para- mètres d’indexation liés aux cotations boursières de l’élec- tricité et du gaz naturel. Dans ce dernier rapport, la CREG fait état de ses missions de monitoring pour l’ensemble de la période 2013-2017. Comme aucun effet de distorsion du marché n’a jamais été constaté et pour continuer à garantir la transparence vis-à-vis des acteurs du marché, la CREG a prôné le maintien des dispositions des arrêtés royaux après la date de fin prévue du mécanisme du filet de sécurité au 31 décembre 2017, ou leur intégration dans les lois électri- cité et gaz.
S’agissant des gros consommateurs, la CREG a réalisé, avec l’aide de PwC, sa troisième étude de suivi annuelle.
Cette étude confirme que la concurrence avec les consom- mateurs électro-intensifs à l’étranger reste un problème pour les entreprises électro-intensives belges. Par ail- leurs, la CREG a contribué à l’élaboration de l’avant-projet de loi portant sur le Modular Offshore Grid. Cette « prise
de courant en mer », qui relève du droit belge, vise à inté- grer progressivement plusieurs parcs éoliens à un réseau offshore. Dans ce contexte, la loi du 13 juillet 2017 confie de nouvelles tâches à la CREG.
En juillet 2017, la loi électricité a été modifiée pour encou- rager la flexibilité de la demande, d'une part, et le stockage d’électricité, d’autre part. Cette proposition de loi rejoint sur de nombreux points deux études que la CREG avait réalisées sur ces thèmes. En vertu des compétences qui lui sont dé- volues, la CREG s’efforce de proposer une réglementation adaptée, qui se rapproche le plus possible de la réalité du terrain et qui réponde aux défis de demain. Une régulation adaptée en constitue un élément fondamental.
Par ailleurs, la CREG a publié son rapport relatif à la vérifica- tion des revenus et des coûts réels de la centrale nucléaire Tihange 1 pour la période allant de janvier à décembre 2016.
Comme le veut la loi, la CREG a également rendu à la mi- nistre de l’Énergie son avis sur la marge bénéficiaire pour les centrales nucléaires soumises à la contribution de répartition pour l’année 2016.
Enfin, la réglementation européenne est désormais indisso- ciable de notre politique énergétique actuelle. Dans l’esprit du troisième paquet énergie, la CREG a à cœur de participer à l’achèvement du marché intérieur de l’énergie de l’Union européenne et à la protection des intérêts des consomma- teurs. Les derniers codes de réseau et directives européens relatifs à ce paquet ayant été publiés, la mise en œuvre de cette nouvelle réglementation au niveau régional et national
a été au centre des attentions en 2017. Comme pour tous les régulateurs de l’énergie nationaux en Europe, cela entraî- nera également pour la CREG des travaux supplémentaires ainsi qu’un besoin accru de collaboration européenne et ré- gionale. Dans le cadre de ces activités, la CREG collabore avec les régulateurs régionaux pour les matières qui relèvent aussi de leur compétence, ainsi qu’avec d’autres instances compétentes au niveau fédéral.
Indépendamment des adaptations réglementaires en cours, il convient également de continuer à bâtir l’avenir. Dès lors, la CREG se félicite des efforts poursuivis par la Commission européenne pour encourager, au moyen de signaux de prix plus flexibles, l’intégration des sources d’énergie renou- velable sur le marché et pour maximiser l’utilisation de ca- pacités d’interconnexion transfrontalières. Il est toutefois nécessaire d’éviter certaines règles trop restrictives suscep- tibles de réfréner les initiatives novatrices. Le principe « one size fits all » ne s’applique plus à tous les domaines. Des voix s’élèvent donc au niveau européen pour reconnaître la spécificité régionale des marchés de l’énergie, tout en prê- tant attention à maintenir une cohérence entre les évolutions régionales, afin de parvenir à un marché intérieur de l’énergie efficace à l’échelle de l’Union européenne. La CREG conti- nuera d’examiner les textes proposés en se fondant sur ses valeurs fondamentales d’objectivité et d’indépendance et en défendant l’intérêt de tous les consommateurs.
Marie-Pierre Fauconnier
Présidente du Comité de direction Mars 2018
Les principales évolutions
législatives nationales
2
2.1. Établissement d’un cadre légal pour le Modular Offshore Grid
Une loi du 13 juillet 2017 (Moniteur belge du 19 juillet 2017) a inséré dans la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité (ci-après, la « loi électricité ») un certain nombre de dispositions en vue d’établir un cadre légal pour le Modular Offshore Grid, qui vise une installation de transport à établir dans les espaces marins sous juridiction de la Belgique en vue de l’intégration progressive d’un certain nombre de fu- turs parcs éoliens offshore.
La loi du 13 juillet 2017 veille d’abord à définir le MOG et à en énumérer les différentes composantes. Elle charge également le Roi de fixer, sur proposition de la CREG, d’une part, la date ultime à laquelle chaque élément du MOG devra être mis en service et, d’autre part, le dispositif d’indemnisation au profit des concessionnaires concernés en cas d’indisponibilité du MOG – c’est-à-dire, plus précisément, si les éléments du MOG ne sont pas mis en service à la date fixée par le Roi ou si, après sa mise en service, le MOG est totalement ou partiellement indisponible1. La loi précise que le coût que représentent, pour le gestionnaire du réseau, les éventuelles indemnisations dues sera répercuté dans les tarifs conformément à la méthodolo- gie tarifaire, sauf si l’indemnisation est due à une faute lourde ou intentionnelle ; en pareil cas, son coût sera mis à charge du gestionnaire du réseau, dans la limite toutefois, « pour l'ensemble des événements intervenus au cours d'une année donnée, [de] la rémunération qui lui est octroyée pour cette même année au titre de la réalisation et de la gestion du Modu- lar Offshore Grid ». L’article 12, § 5, de la loi électricité est éga- lement modifié par l’insertion d’une nouvelle ligne directrice tarifaire au terme de laquelle « les règles d'allocation des coûts du "Modular Offshore Grid" entre les différentes catégories
d'utilisateurs du réseau sont fixées en tenant compte de la compétitivité des clients finaux électro-intensifs ».
La loi du 13 juillet 2017 instaure également une obligation de se raccorder au MOG pour les concessionnaires qui n’ont pas encore conclu leur financial close. Ceux-ci ne seront autori- sés à construire un raccordement direct au réseau terrestre qu’en cas d’impossibilité avérée et constatée par le ministre de l’Énergie, de construire le MOG.
Dans la mesure où le MOG constitue une portion du réseau de transport et vu le monopole légal en la matière, il revient au ges- tionnaire du réseau (Elia System Operator) de construire et d’ex- ploiter le MOG. Toutefois, la loi du 13 juillet 2017 autorise des tiers (c’est-à-dire, en pratique, des concessionnaires offshore) à construire des portions du MOG qui, envisagées séparément, présentent les caractéristiques d’un raccordement individuel.
Une telle construction ne peut s’envisager que si le tiers en question dispose déjà, au moment de l’entrée en vigueur de la loi, des autorisations administratives nécessaires, qu’il obtient en outre l’accord du gestionnaire du réseau et de la CREG préa- lablement à l’entame des travaux et qu’il souscrit expressément aux principes de valorisation de l’installation arrêtés par la CREG en vue de son transfert au gestionnaire du réseau. Ce transfert doit être préalable à l’intégration de l’installation au MOG et in- tervenir, en tout état de cause, dans les douze mois de la mise en service du parc éolien offshore considéré. Sur proposition conjointe du gestionnaire du réseau et du propriétaire de l’ins- tallation, la CREG fixe la valeur de celle-ci au plus tard onze mois après la mise en service du parc.
Enfin, la loi du 13 juillet 2017 charge le Roi de fixer, en cas de transfert au gestionnaire du réseau d’une installation com- posant le MOG, les conditions de transfert des autorisations
administratives nécessaires. Elle habilite également le Roi à déterminer à quelle condition le gestionnaire du réseau est au- torisé à utiliser les installations des concessionnaires offshore et à y placer ses propres installations, dans le cadre d’une ser- vitude d’utilité publique.
La rédaction de l’avant-projet de loi a été faite en étroite concertation avec la CREG.
2.2. Promotion de la flexibilité de la demande et du stockage d’électricité
Une autre loi promulguée le 13 juillet 2017 (Moniteur belge du 19 juillet 2017) a également modifié la loi électricité, en vue cette fois de favoriser la flexibilité de la demande, d’une part, et le stockage d’électricité, d’autre part. Le projet de loi, déposé à la Chambre des représentants, s’appuyait fortement sur deux études de la CREG en la matière2.
La flexibilité de la demande est désormais définie dans la loi comme « la capacité pour un client final de modifier volontai- rement à la hausse ou à la baisse, son prélèvement net en réponse à un signal extérieur ».
Les dispositions en la matière font l’objet d’un nouveau cha- pitre IVbis inséré dans la loi électricité.
Un nouvel article 19bis commence par poser les principes en la matière. D’abord, tout client final a le droit de valoriser sa flexibi- lité auprès de l’opérateur de service de flexibilité de son choix ; ensuite, tout client final est propriétaire de ses données de flexi- bilité et peut en disposer librement ; enfin, tout opérateur de ser- vice de flexibilité est tenu de confier à un responsable d’équilibre (ARP) la responsabilité d’équilibre de la flexibilité qu’il gère.
1 Dans ce cadre, la CREG a transmis à la ministre de l’Énergie, le 10 novembre 2017, une proposition (C)1697 d’arrêté royal portant détermination de la date ultime à laquelle chaque partie du Modular Offshore Grid doit être mise en service et du dispositif d’indemnisation des titulaires d’une concession domaniale offshore concernés en cas d’indisponibilité du Modular Offshore Grid.
2 À savoir : l’étude (F)150423-CDC-1412 sur la rentabilité du stockage d’électricité en Belgique (voir rapport annuel 2015, point 3.2.1.1) et l’étude (F)160503-CDC-1459 sur les moyens à mettre en oeuvre pour faciliter la participation de la flexibilité de la demande aux marchés de l’électricité en Belgique (voir rapport annuel 2016, point 3.4.5.2).
L’article 19bis charge en outre la CREG d’établir, sur proposition du gestionnaire du réseau de transport, les règles organisant le transfert d’énergie, entendu comme « une activation de flexi- bilité de la demande impliquant un fournisseur et un opérateur de service de flexibilité ayant un responsable d'équilibre distinct et/ou un opérateur de service de flexibilité distinct du fournis- seur ». Il précise que ces règles valent pour tout type de mar- chés, y compris le marché day-ahead et intraday, moyennant un phasage à déterminer. L’approbation de ces règles se fait après concertation avec les autorités régionales compétentes.
L’article 19bis habilite en outre la CREG à fixer notamment (i) la ou les formule(s) de prix par défaut (c’est-à-dire à défaut pour l’opérateur de service de flexibilité et le fournisseur de trouver un accord à ce sujet), (ii) les garanties contractuelles et financières à charge de l’opérateur de service de flexibilité et (iii) les clauses standards applicables à défaut d’accord des parties sur les modalités de leur relation.
Par ailleurs, un nouvel article 19ter charge le gestionnaire du réseau de transport de la gestion des données de flexibilité in- tervenant dans le cadre d’un transfert d’énergie. Cette dispo- sition prévoit en outre que, pour ce qui concerne les données de flexibilité des clients raccordés au réseau de distribution, le gestionnaire du réseau de transport doit s’accorder avec les personnes compétentes en la matière en vertu de la législa- tion régionale applicable. Enfin, le législateur a expressément indiqué que les coûts qu’entraînent, pour le gestionnaire du réseau, les diverses missions liées à la valorisation de la flexi- bilité par les clients finals, seront couverts par les tarifs, selon des modalités à définir dans la méthodologie tarifaire.
S’agissant du stockage – défini de manière limitée comme visant « tout processus consistant, par le biais d'une même installation, à prélever de l'électricité du réseau en vue de la réinjecter ultérieurement dans le réseau dans sa totalité, sous réserve des pertes de rendement », la loi du 13 juillet 2017 contient deux mesures de promotion : d’une part, elle ajoute à l’article 12, § 5, de la loi électricité une ligne directrice tarifaire
selon laquelle la méthodologie tarifaire doit contenir des inci- tants encourageant cette technologie – au besoin, par le biais d’un régime tarifaire distinct ; d’autre part, la loi exonère le stockage de la cotisation fédérale, due en principe à l’occasion du prélèvement d’électricité du réseau.
2.3. Accès aux infrastructures physiques des gestionnaires de réseaux par les opérateurs de communications électroniques
Le 23 mai 2014, la directive 2014/61/UE du Parlement européen et du Conseil du 15 mai 2014 relative à des mesures visant à réduire le coût du déploiement de réseaux de communications électroniques à haut débit a été publiée. Les États membres devaient transposer cette directive au plus tard pour le 1er jan- vier 2016 afin que les dispositions puissent entrer en vigueur le 1er juillet 2016.
La directive s’inscrit dans le cadre établi par la stratégie numé- rique (Agenda numérique pour l’Europe) adoptée par la Com- mission européenne en août 2010.
Un des objectifs de l’Agenda numérique est de permettre l’adoption du haut débit par tous et de faciliter l’investissement dans les nouveaux réseaux Internet très rapides.
Afin de favoriser le déploiement des réseaux de communica- tions électroniques à haut débit, la directive entend réduire les coûts liés à la mise en place de ces réseaux en promouvant notamment l’utilisation conjointe des infrastructures physiques existantes (gaz, électricité, eau,...).
La directive identifie plusieurs axes pour rendre plus efficace, et donc moins coûteux, le déploiement des réseaux de com- munications électroniques à haut débit.
La loi du 31 juillet 2017 (Moniteur belge du 9 août 2017) mo- difiant 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, en vue de ré- duire le cout du déploiement des réseaux de communications électroniques à haut débit, s’inscrit dans ce contexte.
Les nouvelles dispositions insérées dans les lois électricité et gaz réglementent successivement l’accès aux infrastructures existantes, la transparence de ces infrastructures, la coordina- tion des travaux de génie civil et la transparence relative aux travaux de génie civil.
2.4. Modification du mécanisme fédéral de soutien à l’énergie renouvelable offshore
Un arrêté royal du 9 février 2017 (Moniteur belge du 22 février 2017) a modifié l’arrêté royal du 16 juillet 2002 relatif à l'éta- blissement de mécanismes visant la promotion de l'électricité produite à partir des sources d'énergie renouvelables. Cette modification vise spécifiquement le soutien à l’électricité produite par des installations établies dans les espaces ma- rins sous juridiction de la Belgique (c’est-à-dire les éoliennes offshore), dont le financial close est intervenu après le 30 avril 2016, en vue de le rendre conforme aux Lignes directrices de la Commission européenne concernant les aides d’État à la protection de l’environnement et à l’énergie pour la période 2014-2020.
D’abord, le montant du LCOE (levelised cost of energy, c’est- à-dire les coûts totaux moyens actualisés de l’énergie), qui sert de base à la détermination du prix minimal d’achat des certifi- cats verts, est adapté : les projets ayant déjà réalisé leur finan- cial close au moment de la promulgation de l’arrêté royal (SA Rentel et SA Norther) se voient attribuer un LCOE directement par l’arrêté royal, tandis que, pour les futures concessions, il est prévu que le montant du LCOE sera fixé par arrêté ministé- riel, sur proposition motivée de la CREG et en tenant compte de la nécessité d'éviter toute sursubsidiation et de l'intérêt du consommateur final.
Compte tenu de l’adaptation du LCOE, d’autres modifications sont apportées à l’arrêté royal du 16 juillet 2002 : la durée de l’obli- gation d’achat des certificats verts à charge du gestionnaire du réseau passe de vingt à dix-neuf ans ; la possibilité pour la CREG d’adapter les paramètres de détermination du prix minimal est dé- sormais limitée au facteur de correction et n’a plus trait au LCOE ; les hypothèses dans lesquelles les certificats verts peuvent re- cevoir une valeur de 0 euros sont élargies à la situation où le prix du marché day-ahead d'une bourse est inférieur à 0 euro/MWh pendant une période d'au moins six heures consécutives.
Ce nouveau mécanisme, dont l’élaboration a nécessité trois pro- positions successives de la CREG3, a été approuvé par la Com- mission européenne par décision du 8 décembre 2016.
2.5. Adaptation des modalités de répercussion de la cotisation fédérale électricité
Conformément à l’article 21bis de la loi électricité, la cotisation fédérale électricité, qui finance des obligations de service public et le coût de la régulation du marché, est due par les clients finals sur chaque kWh qu’ils prélèvent du réseau auquel ils sont raccor- dés. En tenant compte des besoins de financement de chaque fonds alimenté par la cotisation fédérale, le montant unitaire de la cotisation est, conformément à l’arrêté royal du 24 mars 2003, fixé chaque année sur la base du volume d’électricité transitant sur le réseau de transport ; le calcul ne tient pas compte de la production d’électricité intervenant sur les réseaux de distribu- tion. Comme le volume d’électricité prélevé par les clients raccor- dés aux réseaux de distribution est plus important que le volume d’électricité ayant transité sur le réseau de transport, il était donc, jusqu’au 1er janvier 2018, facturé à ces clients finals un montant global plus important que le niveau strictement nécessaire pour alimenter les différents fonds financés par la cotisation fédérale.
L’arrêté royal du 31 octobre 2017 (Moniteur belge du 24 novembre 2017) vise à mettre un terme à cette situation en prévoyant que,
chaque année, les gestionnaires de réseau de distribution devront communiquer à la CREG l'écart entre les produits et les charges de cotisation fédérale facturées à leurs clients. Cet écart tiendra compte, d’une part, du taux de pertes du réseau et, d’autre part, de la production d’électricité injectée dans le réseau de distribu- tion. Sur la base de cet écart, la CREG établira un décompte pour chaque gestionnaire de réseau de distribution.
L’arrêté royal du 31 octobre 2017 renforce également les obliga- tions des entreprises d’électricité ayant adressé, au cours d’une année, des demandes de remboursement, de diminution ou d’exonération de la cotisation fédérale, en exigeant désormais qu’un rapport de réviseur d’entreprises ou d’expert-comptable certifie, au plus tard le 30 juin de l’année suivante, la réalité des montants réclamés à la CREG.
La CREG a été associée à la rédaction de ce projet d’arrêté royal.
2.6. Modification du règlement technique fédéral
Le 3 décembre 2017 a été promulgué un arrêté royal modifiant l'article 157 de l'arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci (Moniteur belge du 18 dé- cembre 2017).
L’article 157 décrit de manière générale les moyens à la dis- position du gestionnaire du réseau pour assurer l’équilibre du réseau. Parmi ces moyens figurent notamment, d’une part, l’activation de la puissance que les producteurs ont l’obligation de mettre à la disposition du gestionnaire du réseau (puissance non réservée) et, d’autre part, l’activation de la puissance de réserve tertiaire mise à la disposition du gestionnaire du réseau dans le cadre de l’acquisition des services auxiliaires (puissance réservée). L’article 157 du règlement technique prévoit que le gestionnaire du réseau est tenu d’activer d’abord la puissance
de réglage tertiaire non réservée et puis seulement la puissance de réglage tertiaire réservée.
L’arrêté royal supprime l’imposition d’activer toujours la puis- sance de réglage tertiaire réservée après la puissance de ré- glage tertiaire non réservée.
À la demande de la ministre de l’Énergie, la CREG avait émis le 31 août 2017 un avis sur le projet dudit arrêté royal4. Elle y sou- levait essentiellement des problèmes de forme et de rédaction, et suggérait également des adaptations au Rapport au Roi, en vue de le mettre en conformité avec les dispositions en projet.
2.7. Collaboration entre la CREG et l'Autorité belge de la concurrence
L’arrêté royal concernant la coopération entre la CREG et l’Au- torité belge de la concurrence (ABC) et le cadre dans lequel les deux institutions sont amenées à dialoguer, est paru au Moniteur belge le 15 décembre 20175. Un échange réciproque d’informations et une concertation régulière entre les deux insti- tutions sont essentiels pour assurer un fonctionnement optimal du marché de l’électricité et du gaz naturel et pour garantir une coordination efficace entre la régulation sectorielle et le droit de la concurrence.
L’arrêté royal formalise l’échange réciproque d'informations entre les deux institutions ; il s’agit de s’échanger toutes infor- mations utiles - en ce compris des informations confidentielles - pour autant que cela soit nécessaire à l’accomplissement de leurs missions. L’arrêté royal prévoit également une concerta- tion régulière entre la CREG et l’ABC portant, d’une part, sur l’évolution du secteur de l’électricité et du gaz et, d’autre part, sur le droit de la concurrence. Cette concertation envisage une interprétation cohérente et harmonieuse du droit sectoriel et du droit de la concurrence. L’arrêté royal décrit également com- ment intervenir dans le cadre de procédures formelles.
3 Propositions n° 1505, 1539 et 1577 (voir rapport annuel 2016, point 3.1.1.2.B).
4 Avis (A)1661 relatif à un projet d’arrêté royal modifiant l’arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l’électricité et l’accès à celui-ci.
5 Arrêté royal du 3 décembre 2017 concernant la coopération entre la Commission de régulation de l’électricité et du gaz et de l’Autorité belge de la concurrence.
Le marché de l’électricité
3
6 Avis (A)1635 relatif au besoin de renouvellement de l’autorisation de production individuelle de la SA Dils-Energie pour la construction d'une installation de production d'électricité à Dilsen-Stokkem suite au retrait de l’actionnaire Siemens Project Ventures GmbH.
7 Avis (A)1648 relatif au projet d’arrêté royal modifiant l’arrêté royal du 20 décembre 2000 relatif aux conditions et à la procédure d'octroi des concessions domaniales 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 sur lesquels la Belgique peut exercer sa juridiction conformément au droit international de la mer.
8 Avis (A)1669 relatif à un projet d’arrêté royal relatif aux conditions et à la procédure d’octroi des concessions domaniales au gestionnaire du réseau pour la construction et l’exploitation d’installations pour la transmission d’électricité, dans les espaces marins sur lesquels la Belgique peut exercer sa juridiction.
9 Décision (B)1615 relative à la demande d’octroi de certificats verts pour l’électricité produite par les éoliennes G01, G02, G03, G04, G05, G06, G07, G08, G09, G10, H01, H02, H03, H04, H05, H06, H07, H08, H09, H10, I01, I02, I03, I04, I05, I06, I07, I08, I09, I10, J01, J02, J03, J04, J05, J06, J07, J08, J09, J10, K01, K02, K03, K04, K05, K06, K07, K08, K09 et K10 par Nobelwind.
10 Décision (B)1660 relative à la fixation du facteur de correction portant sur la 2e période (03.10.2017 - 02.10.2018) pour la détermination du prix minimum des certificats verts délivrés pour l’électricité produite par les installations de la concession domaniale de Rentel.
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.
En 2017, la CREG a rendu un avis dans ce cadre, portant sur la nécessité ou non d’un renouvellement d’une autorisation in- dividuelle octroyée à la SA Dils-Energie pour l’établissement d’une installation de production d’électricité, composée de deux Turbines Gaz-Vapeur (TGV), chacune d’une puissance de 460 MWe, sur le territoire de la commune de Dilsen-Stokkem.
La CREG a rendu un avis favorable au maintien de l'autorisation individuelle de production6.
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 2017, la CREG a reçu 24 dé- clarations de ce type.
3.1.1.2. La production d’électricité en mer du Nord
A. Les concessions domaniales pour l’énergie éolienne offshore
Suite à une demande du Secrétaire d'État à la Mer du Nord, le 29 juin 2017, la CREG a émis un avis sur un projet portant mo- dification de l’arrêté royal qui régit les concessions domaniales pour les parcs éoliens en mer7. La modification envisagée prolongerait entre autres la durée maximale des concessions domaniales. À ce sujet, la CREG estime que l’on peut égale- ment recourir à des prolongations individuelles des conces- sions domaniales octroyées, plutôt qu’à une intervention réglementaire.
S’agissant de la concession domaniale octroyée à la SA C-Power pour le parc éolien de Thorntonbank en mer du Nord, la ministre a modifié le 17 février 2017 par arrêté ministériel la constitution de la provision pour le traitement, le démantèle- ment et l'enlèvement des installations. La CREG a rendu un avis sur cette modification en octobre 2016 (voir rapport annuel 2016, point 3.1.1.1).
Enfin, conformément à l’article 13/1 de la loi électricité, le Roi peut accorder au gestionnaire du réseau des concessions do- maniales en vue de la construction et de l’exploitation, dans les espaces marins sous juridiction de la Belgique, d’installa- tion pour la transmission d’électricité. La loi habilite le Roi à dé- terminer, après avis de la CREG, les conditions et la procédure d’octroi de ces concessions domaniales.
La CREG a reçu deux demandes d’avis sur l’avant-projet d’arrê- té royal portant exécution dudit article 13/1 de la loi électricité ; elle y a répondu par un avis du 7 juillet 2016 (voir rapport annuel 2016, point 3.1.1.2.A), et par un avis du 7 septembre 20178. B. Les certificats verts, les certificats de garantie d’origine et
les garanties d’origine
• Les demandes introduites auprès de la CREG Le 6 juillet 2017, la CREG a approuvé la demande de Nobelwind relative à l’octroi de certificats verts pour l’électricité produite par le parc éolien offshore de 165 MW. Les éoliennes concer- nées répondent aux conditions d’octroi de certificats verts pour l’électricité nette produite à compter de la date de signa- ture des certificats de garantie d’origine respectifs de chaque éolienne9.
Par décision du 21 septembre 201710, la CREG a également fixé le facteur de correction de la 2e période (03/10/2017 – 02/10/2018) pour la détermination du prix minimum des certifi- cats verts délivrés pour l’électricité produite par les installations dans la concession domaniale de Rentel. Elle a examiné s'il existait une différence entre le prix de vente contractuel pour l’électricité et un prix nominal moyen égal à 90 % du prix de référence de l’électricité. Sur la base de cette analyse, la CREG a défini le facteur de correction qui s'applique pour établir le prix minimum des certificats verts de l'électricité produite par les installations dans la concession domaniale de Rentel pour la période du 3 octobre 2017 au 2 octobre 2018.
11 Avis (A)1703 relatif à la demande de renouvellement de l’agrément de Vinçotte asbl comme organisme de contrôle.
Enfin, le 30 novembre 2017, la CREG a rendu un avis positif concernant la demande de renouvellement de l’agrément de Vinçotte asbl comme organisme de contrôle11. L’organisme de contrôle est chargé de délivrer le certificat de garantie d’ori- gine pour les installations de production d’énergie éolienne offshore et d’exercer un contrôle périodique, au minimum an- nuel, sur 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 165 MW en 2017, pour atteindre un total de 878,1 MW.
Cette hausse résulte de la réalisation du parc éolien de No- belwind sur le Bligh Bank.
En 2017, tous les parcs éoliens offshore ont injecté ensemble 2 367 GWh dans le réseau de transport, ce qui correspond à une augmentation de 52 GWh par rapport à 2016.
La production nette d'électricité (avant transformation) de toutes les éoliennes offshore certifiées s'élevait à 2 864 GWh pour l'année 2017, ce qui représente une augmentation de près de 20 % par rapport à la production nette en 2016 (2 388 GWh).
Cette hausse est due quasi intégralement à la mise en service du parc éolien de Nobelwind.
La production nette mensuelle par titulaire de concession do- maniale est illustrée à la figure 2. Le load factor moyen en 2017 (la production divisée par la capacité installée) varie de mini- mum 22 % en avril à maximum 59 % en octobre.
La CREG octroie un certificat vert par MWh produit net. Les certificats verts octroyés dans le cadre de la production nette des quatre parcs éoliens offshore opérationnels en 2017 repré- sentent un montant de 294 722 159 euros.
Figure 1 : Évolution de la capacité installée en énergie éolienne offshore par parc entre avril 2009 et décembre 2017 (Source : CREG)
C-Power Belwind Northwind Nobelwind
MW
0 100 200 300 400 500 600 700 800 900 1000
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./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
C-Power Belwind Northwind Nobelwind
GWh
Figure 2 : Production nette d'électricité verte offshore par parc entre avril 2009 et décembre 2017 (Source : CREG)
0 50 100 150 200 250 300 350 400
C. Les garanties d’origine
La CREG a continué en 2017 d’assurer la gestion de la banque de données Garanties d'origine. Cette banque de données délivre des garanties d’origine aux producteurs d'énergie éo- lienne offshore, que ces derniers peuvent ensuite exporter vers d’autres marchés européens. Pour ce faire, la CREG est restée membre actif de l’Association of Issuing Bodies (AIB), une association qui gère le hub dans lequel la majorité des banques de données européennes sont reliées entre elles.
Plus spécifiquement, la CREG a participé à des assemblées générales, à des groupes de travail, à un panel d’évaluation et à un audit du domaine irlandais. Le suivi technique des sys- tèmes a également fait l’objet d'une attention particulière.
3.1.1.3. Analyse du soutien à l’énergie éolienne offshore À la demande de la ministre de l’Énergie, de l’Environnement et du Développement durable et conformément à ses obliga- tions légales, la CREG a analysé le mécanisme de soutien à l’énergie éolienne offshore12. Dans la partie I de son étude, la CREG décrit les dernières évolutions de marché, telles que les appels d’offres de Borssele I+II, Borssele III+IV (il s’agit de parcs offshore situés au large des Pays-Bas), Danish North Sea et Kriegers Flak. Dans la partie II, la CREG transpose le résultat de l’appel d’offres Borssele III+IV en un soutien pour les trois dernières concessions domaniales sur la base de différences objectivement constatables entre les Pays-Bas et la Belgique.
3.1.1.4. Mise en service du Modular Offshore Grid Le 10 novembre 2017, la CREG a transmis à la ministre de l’Énergie une proposition d’arrêté royal déterminant, d’une part, la date ultime à laquelle chaque partie du Modular Offshore Grid doit être mise en service et, d’autre part, le
dispositif d’indemnisation des titulaires d’une concession do- maniale offshore concernés en cas d’indisponibilité du Modular Offshore Grid (voir également le point 2.1 du présent rapport).
Le 21 décembre 2017, la CREG a également défini les prin- cipes de valorisation des installations à céder au gestionnaire du réseau dans le cadre du Modular Offshore Grid (voir le point 3.1.3.5 du présent rapport).
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’électricité13
aux gros clients industriels raccordés au réseau de transport fédéral (tension supérieure à 70 kV).
Par rapport à 2016, le volume total d’énergie prélevée en 2017 par les clients finals du réseau de transport a augmenté de 3,6 % (389,3 GWh) ; avec l’année 2015, il s’agit du niveau le plus bas de la période étudiée.
Selon une première estimation, la part de marché d’Electrabel s’élèverait à 43,7 % en 2017, un niveau particulièrement bas - avec l’année 2016 - de ces onze dernières années, même si cette part de marché s’est redressée en 2017 de 19,7 % par rapport à 2016. Le nombre des points d’accès d’Electrabel reste, en 2017, inférieur à celui des autres fournisseurs.
Tableau 1 : Énergie prélevée par les clients raccordés au réseau de transport fédéral pour les années 2007 à 2017 (Sources : Elia, CREG)
Fournisseurs Electrabel SA Autres fournisseurs Total
Points d’accès au 1/01/2017 39 46 85*
31/12/2017 41 44 81*
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
(*) Étant donné que quatre points d'accès ont été alimentés en même temps, pendant l'année 2017, 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.
12 Étude (F)1568 relative à l’analyse du soutien à l’énergie éolienne offshore incluant le rapport annuel sur l’efficacité du prix minimum pour l’énergie éolienne offshore.
13 Ces chiffres ne tiennent pas compte de l’énergie fournie directement par la production locale ni des clients situés au Grand-Duché de Luxembourg.
14 Propositions (E)1588, (E)1624, (E)1625, (E)1629, (E)1679, (E)1680, (E)1700 et (E)1705.
15 Arrêté ministériel du 21 février 2017 (Moniteur belge du 6 mars 2017).
16 Arrêté ministériel du 24 avril 2017 (Moniteur belge du 8 mai 2017).
17 Arrêté ministériel du 24 mai 2017 (Moniteur belge du 7 juin 2017).
18 Arrêté ministériel du 8 juin 2017 (Moniteur belge du 27 juin 2017).
19 Arrêté ministériel du 18 septembre 2017 (Moniteur belge du 22 septembre 2017).
20 Arrêté ministériel du 13 novembre 2017 (Moniteur belge du 24 novembre 2017).
21 Arrêté ministériel du 13 novembre 2017 (Moniteur belge du 24 novembre 2017).
22 Arrêté ministériel du 13 décembre 2017 (Moniteur belge du 8 janvier 2018).
23 Arrêté ministériel du 21 décembre 2017.
Les autorisations fédérales de fourniture d’électricité visant à approvisionner les clients raccordés directement au réseau de transport sont octroyées par le ministre de l’Énergie sur propo- sition de la CREG pour une période de cinq ans.
En 2017, la CREG a transmis à la ministre de l’Énergie huit pro- positions d’octroi suite aux demandes d’autorisation de four- niture d’électricité émanant de Burgo Energia Srl, Energie I&V België sprl, Total Gas & Power Limited, ArcelorMittal Energy S.C.A., Direct Energie SA, Direct Energie Belgium SA, Société Européenne de Gestion de l’Energie SA et Powerhouse B.V.14 Au cours de l’année 2017, la ministre de l’Énergie a délivré une autorisation individuelle de fourniture d’électricité à Burgo Energia Srl15, Total Gas & Power Limited16, Eneco België BV17 (proposition transmise fin 2016), ArcelorMittal Energy S.C.A.18 Energie I&V België sprl19, Direct Energie SA20, Direct Energie Belgium SA21, Société Européenne de Gestion de l’Energie SA22 et Powerhouse BV23.
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 2017 au 31 juillet 2017 et du 1er août 2017 au 31 janvier 2018 pour la four- niture d'électricité aux clients résidentiels protégés à revenus modestes ou à situation précaire.
Le prix social maximum (hors T.V.A. et autres taxes) pour la fourniture d’électricité, pour la période du 1er février 2017 au 31 juillet 2017 inclus, s’élevait à :
- 13,317 c€/kWh (0,13317 €/kWh) pour le tarif simple ;
- 13,659 c€/kWh (0,13659 €/kWh) pour le tarif bihoraire (heures pleines) ;
- 10,851 c€/kWh (0,10851 €/kWh) pour le tarif bihoraire (heures creuses) ;
- 8,165 c€/kWh (0,08165 €/kWh) pour le tarif exclusif de nuit.
Le prix social maximum (hors T.V.A. et autres taxes) pour la fourniture d'électricité, pour la période du 1er août 2017 au 31 janvier 2018 inclus, s'élève à :
- 13,252 c€/kWh (0,13252 €/kWh) pour le tarif simple ;
- 13,830 c€/kWh (0,13830 €/kWh) pour le tarif bihoraire (heures pleines) ;
- 10,990 c€/kWh (0,10990 €/kWh) pour le tarif bihoraire (heures creuses) ;
- 8,455 c€/kWh (0,08455 €/kWh) pour le tarif exclusif de nuit.
Ces tarifs sont exprimés hors cotisation fédérale, redevance de raccordement (Wallonie) et cotisation fonds énergie (Flandre).
Les autres taxes relatives aux tarifs de réseaux (transport et/
ou distribution) sont incluses.
La CREG a également procédé à l’évaluation du montant né- cessaire à l’alimentation du fonds clients protégés électricité, qui est à la base du calcul de la composante ‘clients protégés’
de la cotisation fédérale (voir le point 5.8.2 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.
• Jurisprudence
Par arrêt du 11 janvier 2017, la cour d’appel de Bruxelles a annu- lé une décision négative que la CREG avait prise à l’encontre d’Essent Belgium. Par la décision annulée, rendue publique le 8 juillet 2016, la CREG refusait, pour cause de notification tardive (informations portant sur l’année 2012 notifiées le 19 février 2016), une créance d’Essent relative aux tarifs sociaux.
24 Arrêté royal du 29 mars 2012 fixant les règles de détermination du coût de l'application des tarifs sociaux par les entreprises d'électricité et les règles d'intervention pour leur prise en charge et arrêté royal du 29 mars 2012 fixant les règles de détermination du coût de l'application des tarifs sociaux par les entreprises de gaz naturel et les règles d'intervention pour leur prise en charge.
25 Avis (A)1647 relatif à l’indépendance de madame Jane Murphy en tant qu’administrateur indépendant des conseils d’administration d’Elia System Operator SA et d’Elia Asset SA.
26 Avis (A)1714 relatif à l’indépendance de madame Roberte Kesteman en tant qu’administrateur indépendant des conseils d’administration d’Elia System Operator SA et d’Elia Asset SA.
27 Avis (A)1643 relatif à l’indépendance de monsieur Bernard Gustin en tant qu’administrateur indépendant des conseils d’administration d’Elia System Operator SA et d’Elia Asset SA.
La cour a jugé que les délais de notification prévus dans les arrêtés royaux24 étaient illégaux et que le dépassement de ces derniers par Essent ne pouvait dès lors pas entraîner de dé- chéance de droit. Les échéances ont été déclarées illégales en raison de l’absence de base légale les concernant dans la législation.
La demande de paiement d’un montant forfaitaire provi- soire qu’Essent avait introduite a été rejetée pour cause de non-compétence.
3.1.2.3. L’évolution et les fondamentaux du prix de l’électricité
La CREG a poursuivi en 2017 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 2017 pour l’électricité : - début 2017, les tarifs de distribution ainsi que les tarifs de
transport ont été adaptés.
- dans les pays voisins, aucune nouvelle surcharge n'a été ins- taurée en 2017 ; les tarifs de réseau et surcharges déjà exis- tants ont toutefois été adaptés, comme c'est le cas chaque année.
3.1.3. Le transport et la distribution
3.1.3.1. La dissociation et la certification du gestionnaire du réseau de transport
Conformément à sa compétence de contrôle du respect des exigences de dissociation (unbundling) par le gestionnaire de réseau de transport, la CREG a vérifié en 2017 la nomination de trois nouveaux membres du conseil d’administration d’Elia System Operator et Elia Asset, à savoir un nouvel adminis- trateur non indépendant, monsieur Rudy Provoost, et deux nouveaux administrateurs indépendants, madame Roberte
Kesteman et monsieur Bernard Gustin (voir également le point 3.1.3.2 du présent rapport).
La CREG a également vérifié la renomination de cinq membres des conseils d'administration d'Elia System Operator et Elia Asset.
Par ailleurs, la CREG a jugé nécessaire de vérifier, dans le cadre de sa compétence de suivi du respect permanent des exigences de dissociation, l’indépendance de tous les autres administrateurs (tant indépendants que non indépendants) par rapport aux autres mandats/fonctions/activités qu’ils exercent.
Enfin, la CREG a vérifié la nomination d'un nouveau membre des comités de direction d'Elia System Operator et Elia Asset, monsieur Peter Michiels.
3.1.3.2. La gouvernance d’entreprise
La CREG a pris connaissance du rapport d’activités 2016 du comité de gouvernement d'entreprise d'Elia System Operator et 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.
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 2016. Ce programme d'engage- ments sert à prévenir toute discrimination entre utilisateurs de réseau et/ou catégories d'utilisateurs de réseau.
Par ses avis conformes du 29 juin et du 21 décembre 2017, la CREG a constaté que madame Jane Murphy25, madame Ro- berte Kesteman26 et monsieur Bernard Gustin27 remplissaient
28 Avis (A)1671 sur le renouvellement du mandat d’Ernst & Young Réviseurs d’Entreprises, représentée par monsieur Patrick Rottiers, auprès d’Elia System Operator SA et d’Elia Asset SA et avis (A)1672 sur le renouvellement du mandat de Klynveld Peat Marwick Goerdeler Réviseurs d’Entreprises, représentée par monsieur Alexis Palm, auprès d’Elia System Operator SA et d’Elia Asset SA.
29 Avis (A)1659 relatif à la demande de la SA Infrabel d’octroi de la qualité de gestionnaire de réseau de traction ferroviaire.
30 Décision (B)1610 sur les modifications des conditions générales des contrats de responsable d’accès proposées par le gestionnaire du réseau.
31 Décision (B)1602 relative à l’établissement des critères pour l’octroi de dérogations aux dispositions des codes de réseau RfG, DCC et/ou HVDC.
les critères d’administrateur indépendant pour ce qui est de leur mandat (nouveau ou renouvelé) dans les conseils d'admi- nistration d'Elia System Operator et d’Elia Asset.
Par ailleurs, la CREG a jugé nécessaire, conformément à sa compétence de suivi du respect de la loi électricité, de contrô- ler l’indépendance des autres administrateurs indépendants par rapport aux autres mandats/fonctions/activités qu’ils exercent (voir également point 3.1.3.1).
Enfin, dans ses avis conformes du 5 octobre 201728, la CREG n’a marqué aucune objection au renouvellement des mandats des commissaires d’Elia System Operator et d’Elia Asset, à savoir Ernst & Young Réviseurs d’Entreprises, représentée par monsieur Patrick Rottiers, et Klynveld Peat Marwick Goerde- ler Réviseurs d’Entreprises, représentée par monsieur Alexis Palm.
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.
La qualité de gestionnaire de réseau de traction ferroviaire à la personne propriétaire ou disposant d’un droit d’usage du
réseau concerné est également conférée par la ministre de l’Énergie sur proposition de la direction générale de l’Éner- gie, après avis de la CREG et du gestionnaire du réseau, ainsi qu’après avoir donné la possibilité aux régions concernées de remettre un avis dans un délai de soixante jours. En 2017, la CREG a rendu dans ce cadre, un avis relatif à la demande par la SA Infrabel de reconnaissance en tant que gestionnaire de réseau de traction ferroviaire29.
Un nombre important de dispositions contenues dans la loi électricité concernant un réseau fermé industriel sont égale- ment applicables au réseau de traction ferroviaire dans la me- sure où aucune autre réglementation n’est prévue dans la loi du 4 décembre 2006 relative à l’utilisation de l’infrastructure ferroviaire (entretemps modifiée par la loi du 30 août 2013 por- tant le Code ferroviaire).
3.1.3.4. Le fonctionnement technique A. Raccordement et accès
• Les contrats d’accès et de responsable d’accès
Le 20 janvier 2017, la CREG a reçu d’Elia System Operator une demande d’approbation de modifications aux conditions géné- rales du contrat de responsable d'accès (contrat ARP).
Les modifications au contrat ARP proposées portaient princi- palement sur l’introduction du service des offres libres pour le réglage tertiaire de l'énergie par les unités techniques non-CI- PU (projet BidLadder), la clarification des notions de CCP et de shipping agent, l’abrogation de l’article 7, § 3, de la loi électri- cité, la réorganisation des produits de R3 contractuelle et les spécificités du projet pilote R2 non-CIPU.
Le 16 février 2017, la CREG a décidé30 d’approuver les mo- difications au contrat ARP proposées, en accompagnant cette approbation de quelques demandes et suggestions complémentaires.
• Dérogation aux dispositions des codes de réseau euro- péens RfG, DCC et HVDC
Trois règlements européens adoptés en 2016 établissent des codes de réseau fixant des conditions pour le raccordement au réseau d’électricité (codes de réseau RfG, DCC et HVDC).
En vertu de ces règlements, l’autorité de régulation compé- tente peut, à la demande de certaines parties concernées, au- toriser des dérogations à une ou plusieurs dispositions de ces règlements.
Le 20 avril 2017, suite à une consultation publique qui s’est clôturée le 20 février 2017, la CREG a adopté sa décision re- lative à l’établissement des critères pour l’octroi de telles dérogations31.
Les critères pour l’octroi de dérogations aux dispositions des codes de réseau RfG, DCC et HVDC ont vu le jour grâce à la collaboration entre les quatre régulateurs (CREG, CWaPE, VREG et BRUGEL).
B. Les services auxiliaires et d’équilibrage
• La puissance de réserve
Elia doit évaluer et déterminer la puissance de réserve pri- maire, secondaire et tertiaire qui contribue à assurer la sécuri- té, la fiabilité et l’efficacité du réseau de transport dans la zone de réglage. Elle est tenue de communiquer pour approbation à la CREG sa méthode d’évaluation et le résultat de celle-ci.
