Rapport annuel de la CREG : 2004 | CREG : Commission de Régulation de l'Électricité et du Gaz

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COMMISSION DE RÉGULATION DE L’ÉLECTRICITÉ ET DU GAZ •RAPPORT ANNUEL2004

COMMISSION DE RÉGULATION DE L’ÉLECTRICITÉ ET DU GAZ

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Rapport Annuel

COMMISSION DE RÉGULATION DE L’ÉLECTRICITÉ ET DU GAZ

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Rapport Annuel

MESSAGE

DE LA PRÉSIDENCE

Si vous me posiez la question, je vous répondrais que l’année 2004 est passée à toute vitesse. Bien sûr, il s’agit d’un sentiment subjectif mais qui repose toutefois sur des éléments objectifs. Le temps manque en effet toujours à ceux dont la charge de travail est importante. En 2004, la charge de travail à la CREG a culminé, atteignant son maximum. L’attribution de la compétence d’approbation des tarifs des réseaux de distribution de gaz naturel a permis à la CREG d’obtenir et aussi d’exercer, pour la première fois à partir de 2004, toutes les compétences qui lui avaient été conférées en vertu des lois fédérales de base de 1999 sur le plan de la libéralisation des marchés de l’électricité et du gaz. Ceci a entraîné le traitement par la CREG de 66 nouveaux dossiers tarifaires concernant les réseaux de distribution; et encore, abstraction faite des nombreux anciens dossiers tarifaires de 2003 dans lesquels des tarifs trimestriels avaient été imposés pour 2004, chacun de ces dossiers devant être traités quatre fois au cours de l’année. Bien que la compétence de la CREG en matière tarifaire soit la plus évidente et directement perceptible, ses compétences ne s’arrêtent pas là. Ainsi, la CREG s’est efforcée de convaincre le gestionnaire du réseau de transport d’électricité et les entreprises de transport de gaz naturel d’offrir des conditions contractuelles plus équilibrées pour l’accès aux réseaux et leur utilisation. Je pourrais poursuivre l’énumération des nombreux autres dossiers tout aussi importants traités par la CREG en 2004, mais je réécrirais, ce faisant, le rapport annuel qui figure ci-après.

La sélection des dossiers que je viens de mentionner explicitement n’a pas été le fait du hasard; en fait il s’agit de dossiers traités exclusivement par le Comité de direction de la CREG. Existent aussi des dossiers pour lesquels le Conseil général a pris l’initiative en 2004. C’est le cas de l’étude, bénéficiant aujourd’hui d’une certaine notoriété et ayant été abondamment commentée entre-temps, relative à la structure et au fonctionnement du marché belge de l’électricité dans une dimen- sion européenne, et réalisée à la demande du Conseil général.

Citons également l’avis fort remarqué du Conseil général sur la transposition en droit belge des deuxièmes directives européennes de 2003 relatives à la poursuite de la libéralisation des marchés de l’électricité et du gaz naturel.

Depuis 2004, les deux organes de la CREG ont atteint leur vitesse de croisière et acquis leurs pleines compétences, ce qui a été fortement ressenti. L’exemple le plus frappant, mais non le seul, en est la diminution importante des tarifs de réseau. L’argent investi dans la CREG par les consommateurs d’électricité et de gaz depuis 2000 commence à porter ses fruits.

La CREG a affecté ces investissements au développement accru de ses connaissances. Maintenant que ces investissements commencent à s’avérer rentables, il importe d’utiliser les connaissances acquises de manière optimale, faute de quoi il s’agirait d’une absence, ou à tout le moins d’un manque de respect à l’égard du consommateur. A l’inverse des informations, les connaissances ne sont pas enregistrables dans des livres ou des logiciels mais résident dans l’esprit de ceux qui les possèdent, en l’occurrence ici des collaborateurs de la CREG, ainsi que dans leur travail d’équipe. Il est impossible de déplacer ces connaissances sans engendrer des coûts pour les consommateurs. Il apparaît que le Conseil général de la CREG y est fort attentif, ce qui se traduit par le fait qu’il ait demandé au législateur de ne pas transférer les compétences actuelles de la CREG vers d’autres instances. Le Conseil général, qui est, ne l’oublions pas, le forum de représentation et de rencontre de toutes les parties prenantes à la libéralisation des marchés de l’électricité et du gaz, demande dès lors au législateur de mettre pleinement à profit l’investissement réalisé par les consommateurs.

Il est par ailleurs surprenant de constater que l’avis du Conseil général à propos de la transposition des deuxièmes directives européennes corresponde parfaitement à l’avis rendu par le Conseil d’Etat. Ce dernier mentionne clairement que les directives européennes de 2003 requièrent non seulement le maintien des compétences actuelles de la CREG, mais même que celle-ci en acquière de nouvelles. Je ne peux me défaire de l’impression que le Conseil d’Etat n’est pas partie intéressée dans ce dossier et que dès lors son jugement est objectif. Les autres juridictions qui se prononcent de manière contraignante sur la validité des textes de loi me donnent incontestablement la même impression. Ces juridictions ne se laissent, fort heureusement, pas influencer par la critique de certains, dont les anciens privilèges sont érodés par la libéralisation, et qui tentent pour cette raison d’alléger la charge de travail de la CREG. Il en va évidemment de pareille manière pour la CREG elle-même.

Christine Vanderveeren

Président du Comité de direction

Rapport Annuel CREG2004

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Rapport Annuel CREG2004 4

TABLE DES MATIÈRES

BRÈVE PRÉSENTATION DE LA CREG

PARTIE 1 : L’ÉVOLUTION DU MARCHÉ DU GAZ NATUREL

1. LE MARCHÉ EUROPÉEN DU GAZ NATUREL . . . . 14

1.1. LA DIRECTIVE2003/55/CE . . . . 14

1.2. LE RAPPORT D’ÉTALONNAGE DE LA COMMISSION EUROPÉENNE SUR LA MISE EN OEUVRE . . . . 14

DU MARCHÉ INTÉRIEUR DU GAZ ET DE L’ÉLECTRICITÉ . . . .14

1.3. LE“EUROPEANGASREGULATORYFORUM” . . . .14

2. LE MARCHÉ BELGE DU GAZ NATUREL : RÉGULATION ET LÉGISLATION . . . . 16

2.1. LES AUTORISATIONS DE TRANSPORT DE GAZ NATUREL . . . . 16

2.2. LES AUTORISATIONS DE FOURNITURE DE GAZ NATUREL . . . . 16

2.3. LES TARIFS DE TRANSPORT ET DE DISTRIBUTION . . . . 16

2.3.1. Les tarifs de transport . . . . 16

2.3.1.1. Les tarifs pour l’année d’exploitation 2005 . . . . 16

2.3.1.2. Les tarifs pluriannuels pour l’utilisation du terminal de GNL à Zeebrugge après 2006 . . . . 16

2.3.1.3. Le plan comptable analytique pour l’exploitation du terminal de GNL à Zeebrugge après 2006 . . . . 17

2.3.1.4. Le rapport relatif aux tarifs pour l’année d’exploitation 2003 . . . . 17

2.3.1.5. Le bonus/malus relatif aux tarifs pour l’année d’exploitation 2003 . . . . 17

2.3.2. Les tarifs de distribution . . . . 18

2.3.2.1. L’arrêté royal du 29 février 2004 . . . . 18

2.3.2.2. Les tarifs pour l’année d’exploitation 2004 . . . . 18

2.3.2.3. Les tarifs pour l’année d’exploitation 2005 . . . . 18

2.3.2.4. Le plan comptable analytique . . . . 18

2.4. LE CODE DE BONNE CONDUITE . . . . 18

2.4.1. Les principales conditions de la S.A. FLUXYS . . . . 19

2.4.2. Les principales conditions de la S.A. FLUXYS LNG . . . . 19

2.5. L’ÉLIGIBILITÉ AU SEIN DU RÉSEAU DE TRANSPORT . . . . 19

2.6. LA FIXATION DES PRIX PAR LES FOURNISSEURS PAR DÉFAUT . . . . 20

2.7. LES PRIX MAXIMAUX . . . . 20

2.7.1. L’adaptation des prix maximaux sur le marché captif et des prix maximaux sociaux . . . . 20

2.7.2. La compensation du coût net réel découlant des prix maximaux sociaux . . . . 20

2.7.3. Les prix maximaux pour la fourniture de gaz naturel aux clients finals non protégés dont le contrat a été résilié . . . . 20

2.7.4. Le paramètre G . . . . 21

2.8. LA COTISATION FÉDÉRALE . . . . 21

2.9. LE PLAN INDICATIF D’APPROVISIONNEMENT EN GAZ NATUREL2004-2014 . . . . 21

2.10. LA COLLABORATION ENTRE LE COMITÉ DE DIRECTION, LE SERVICE DE LA CONCURRENCE ET LE CONSEIL DE LA CONCURRENCE . . . . 21

2.10.1. Les concentrations . . . . 21

2.10.1.1. Les notifications au Conseil de la concurrence et les interventions du Comité de direction . . . . 21

2.10.1.2. Les décisions du Conseil de la concurrence . . . . 22

2.10.2. L’échange d’informations . . . . 22

2.11. LA CONCURRENCE SUR LE MARCHÉ DU GAZ L . . . . 22

2.12. LA STRUCTURE DE CONTRÔLE DE LA S.A. FLUXYS ET DE LA S.A. DISTRIGAZ . . . . 22

3. LE MARCHÉ BELGE DU GAZ NATUREL : DONNÉES RELATIVES AU MARCHÉ . . . . 23

3.1. L’APPROVISIONNEMENT EN GAZ NATUREL . . . . 23

3.2. LA DEMANDE ET LA FOURNITURE DE GAZ NATUREL . . . . 23

3.2.1. La demande de gaz naturel . . . . 23

3.2.1.1. L’évolution de la consommation . . . . 23

3.2.1.2. La vente par secteur et par segment de prélèvement . . . . 25

3.2.2. L’ouverture du marché belge du gaz naturel . . . . 26

3.2.3. La fourniture de gaz naturel . . . . 26

Rapport Annuel CREG2004 5

3.3. LE PLAN INDICATIF D’APPROVISIONNEMENT EN GAZ NATUREL2004-2014 . . . . 27

3.4. LA TARIFICATION DU MARCHÉ CAPTIF DU GAZ NATUREL . . . . 29

3.5. LA TARIFICATION DU MARCHÉ LIBÉRALISÉ DU GAZ NATUREL . . . . 29

3.5.1. La tarification du transport de gaz naturel . . . . 30

3.5.1.1. Les tarifs d’acheminement de gaz naturel à destination du marché national . . . . 30

3.5.1.2. Les tarifs de stockage de gaz naturel . . . . 31

3.5.1.3. Les tarifs de terminalling GNL . . . . 32

3.5.2. La tarification de la distribution du gaz naturel . . . . 32

PARTIE 2 : L’ÉVOLUTION DU MARCHÉ DE L’ÉLECTRICITÉ 1. LE MARCHÉ EUROPÉEN DE L’ÉLECTRICITÉ . . . . 36

1.1. LA DIRECTIVE2003/54/CE . . . . 36

1.2. LE RAPPORT D’ÉTALONNAGE DE LA COMMISSION EUROPÉENNE SUR LA MISE EN OEUVRE DU MARCHÉ INTÉRIEUR DU GAZ ET DE L’ÉLECTRICITÉ . . . . 36

1.3. LE“EUROPEANELECTRICITYREGULATORYFORUM” . . . . 36

2. LE MARCHÉ BELGE DE L’ÉLECTRICITÉ : RÉGULATION ET LÉGISLATION . . . . 37

2.1. LA PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ . . . . 37

2.1.1. Le programme indicatif des moyens de production d’électricité 2005-2014 . . . . 37

2.1.2. Les autorisations d’établissement d’installations de production d’électricité . . . . 37

2.1.3. Les concessions domaniales . . . . 37

2.1.4. Les certificats verts . . . . 37

2.1.5. La vente aux enchères de capacités virtuelles de production . . . . 38

2.2. LA GESTION DU RÉSEAU DE TRANSPORT . . . . 39

2.2.1. Corporate governance . . . . 39

2.2.1.1. Les mandats de président et de membres du Comité de direction et d’un commissaire-reviseur de la S.A. ELIA SYSTEM OPERATOR . . . . 39

2.2.1.2. Les règlements d’ordre intérieur de la S.A. ELIA SYSTEM OPERATOR . . . . 39

2.2.2. Le règlement technique . . . . 39

2.2.2.1. Les conditions générales des contrats de responsable d’accès et des contrats de raccordement . . . . 39

2.2.2.2. Le code de reconstitution . . . . 40

2.2.2.3. La puissance de réserve . . . . 40

2.2.3. Le plan de développement . . . . 40

2.3. LES TARIFS DE TRANSPORT ET DE DISTRIBUTION . . . . 40

2.3.1. Les tarifs de transport . . . . 40

2.3.1.1. Les tarifs pour l’année d’exploitation 2004 . . . . 40

2.3.1.2. Les tarifs pour l’année d’exploitation 2005 . . . . 41

2.3.1.3. Le rapport relatif aux tarifs pour l’année d’exploitation 2003 . . . . 41

2.3.1.4. Le bonus/malus relatif aux tarifs pour l’année d’exploitation 2003 . . . . 41

2.3.1.5. La limitation des prélèvements sur le réseau de transport . . . . 42

2.3.2. Les tarifs de distribution . . . . 42

2.3.2.1. Les tarifs pour l’année d’exploitation 2004 . . . . 42

2.3.2.2. Les tarifs pour l’année d’exploitation 2005 . . . . 42

2.3.2.3. Le contrôle du dossier des pensions . . . . 42

2.3.2.4. Les rapports . . . . 43

2.3.2.5. Le bonus/malus relatif aux tarifs pour l’année d’exploitation 2003 . . . . 43

2.4. LA COTISATION FÉDÉRALE . . . . 43

2.5. L’ÉLIGIBILITÉ AU SEIN DU RÉSEAU DE TRANSPORT . . . . 43

2.6. LES AUTORISATIONS DE FOURNITURE D’ÉLECTRICITÉ . . . . 44

2.7. LA CRÉATION D’UNE BOURSE D’ÉLECTRICITÉ . . . . 44

2.8. LA FIXATION DES PRIX PAR LES FOURNISSEURS PAR DÉFAUT . . . . 44

2.9. LES PRIX MAXIMAUX . . . . 44

2.9.1. La comparaison des prix maximaux sur le marché captif en Belgique avec les quatre pays voisins . . . . 44

2.9.2. L’adaptation des prix maximaux sur le marché captif et des prix maximaux sociaux . . . . 45

2.9.3. La compensation du coût net réel découlant des prix maximaux sociaux . . . . 45

2.9.4. Les prix maximaux pour la fourniture d’électricité aux clients finals non protégés dont le contrat a été résilié . . . . 45

Rapport Annuel CREG2004 6

2.10. LA COLLABORATION ENTRE LE COMITÉ DE DIRECTION, LE SERVICE DE LA CONCURRENCE

ET LE CONSEIL DE LA CONCURRENCE . . . . 46

2.10.1. Les concentrations . . . . 46

2.10.1.1. Les concentrations entre ECS et les intercommunales mixtes . . . . 46

2.10.1.2. Les autres affaires de concentration . . . . 46

2.10.2. L’échange d’informations . . . . 46

3. LE MARCHÉ BELGE DE L’ÉLECTRICITÉ : DONNÉES RELATIVES AU MARCHÉ . . . . 47

3.1. LA PRODUCTION D’ÉLECTRICITÉ . . . . 47

3.2. LA DEMANDE ET LA FOURNITURE D’ÉLECTRICITÉ . . . . 50

3.2.1. La demande d’électricité . . . . 50

3.2.2. L’ouverture du marché belge de l’électricité . . . . 50

3.2.3. La fourniture d’électricité . . . . 51

3.3. LE TRANSPORT D’ÉLECTRICITÉ . . . . 51

3.3.1. Le réseau national de transport d’électricité . . . . 51

3.3.2. La gestion de la capacité disponible sur les liaisons avec l’étranger . . . . 52

3.4. LA TARIFICATION DU MARCHÉ CAPTIF DE L’ÉLECTRICITÉ . . . . 53

3.5. LA TARIFICATION DU MARCHÉ LIBÉRALISÉ DE L’ÉLECTRICITÉ . . . . 53

3.5.1. La tarification du transport de l’électricité . . . . 53

3.5.2. La tarification de la distribution de l’électricité . . . . 54

PARTIE 3 : LA COMMISSION DE RÉGULATION DE L’ÉLECTRICITÉ ET DU GAZ (CREG) 1. LE FONCTIONNEMENT DE LA CREG . . . . 60

1.1. LE PERSONNEL DE LA CREG . . . . 60

1.2. LA COTISATION FÉDÉRALE . . . . 60

1.2.1. Le “Fonds CREG” . . . . 60

1.2.2. Le “Fonds social énergie” . . . . 60

1.2.3. Le “Fonds Kyoto” . . . . 60

1.2.4. Le “Fonds dénucléarisation” . . . . 60

1.3. LE“FONDS CLIENTS PROTÉGÉS” . . . . 60

1.4. LE“FONDS DE COMPENSATION DE LA PERTE DE REVENUS DES COMMUNES” . . . . 60

1.5. LES COMPTES2004 . . . . 62

1.6. LE RAPPORT DU REVISEUR D’ENTREPRISES SUR L’EXERCICE ÉCOULÉ AU31 DÉCEMBRE2004 . . . . 65

2. LES ACTIVITÉS DE LA CREG . . . . 66

2.1. LE CONSEIL GÉNÉRAL . . . . 66

2.2. LACREGAU SEIN DUCEER . . . . 69

2.3. LACREGAU SEIN DE L’ERGEG . . . . 69

2.4. LACREGET LA CONCERTATION AVEC LES RÉGULATEURS RÉGIONAUX EN BELGIQUE . . . . 70

3. LA LISTE DES ACTES DE LA CREG AU COURS DE L’ANNÉE 2004 . . . . 71

Rapport Annuel CREG2004 7

LISTE DES TABLEAUX ET FIGURES

1. LISTE DES TABLEAUX

1 Membres du Conseil général au 31 décembre 2004

2 Ouverture du marché européen du gaz et de l’électricité au 5 janvier 2005 (part de la consommation de la clientèle éligible dans la consommation totale de gaz et d’électricité)

3 Répartition sectorielle de la demande belge de gaz naturel en 2004 (en TWh)

4 Calendrier de l’ouverture du marché belge du gaz naturel - situation au 31 décembre 2004 5 Entreprises de fourniture de gaz naturel en 2004

6 Evolution de la facturation annuelle sur le marché captif entre 2001 et 2004, hors surcharges et hors TVA (€) 7 Tarifs d’acheminement de gaz naturel à destination du marché national en 2004, hors surcharges et hors TVA 8 Tarifs de terminalling GNL en 2004, hors surcharges et hors TVA

9 Tarifs d’utilisation des réseaux de distribution (€/MWh)

10 Principales caractéristiques de taille des gestionnaires des réseaux de distribution de gaz naturel

11 Bilan des énergies électriques produite et appelée (GWh) sur le marché belge durant la période 2002-2004 12 Qualification des acteurs du marché et durée de l’enchère par type de produit en 2004

13 Evolution de l’énergie appelée et de la pointe de puissance appelée durant la période 2001-2004 14 Calendrier de l’ouverture du marché belge de l’électricité - situation au 31 décembre 2004

15 Fourniture à la clientèle raccordée aux réseaux dont la tension est supérieure à 70 kV pour l’année 2004 16 Evolution de la facturation annuelle sur le marché captif entre 2001 et 2004, hors surcharges et hors TVA (€) 17 Caractéristiques de trois clients types

18 Evolution du coût annuel de transport pour trois clients types sur la période 2001-2004, hors surcharges et hors TVA (€) 19 Tarifs des réseaux de distribution (hors transport) approuvés ou fixés provisoirement par la CREG (€/kWh) en 2004 et 2003 20 Principales caractéristiques de taille des gestionnaires des réseaux de distribution d'électricité

21 Les directions et le personnel de la CREG au 31 décembre 2004 22 Compte de résultats au 31 décembre 2004 (€)

23 Bilan au 31 décembre 2004 (€) 2. LISTE DES FIGURES

1 Répartition de l'approvisionnement de la Belgique par zone d'entrée en 2004 (en GWh)

2 Composition du portefeuille d’approvisionnement agrégé des fournisseurs actifs en Belgique en 2004 3 Evolution de la consommation de gaz naturel par secteur durant la période 1990-2004 (indice 1990=100) 4 Répartition sectorielle de la demande belge de gaz H et L en 2004 (en TWh)

5 Répartition des clients directs de gaz H et L en 2004, par ordre décroissant des volumes consommés (en TWh) 6 Evolution de la demande de gaz naturel en Belgique à l’horizon 2014

7 Projets d’investissements sur les axes principaux pour la période 2004-2014 8 Système “enhanced entry-exit”

9 Ventilation de la production nette d’énergie électrique par source d’énergie - pourcentage du total en 2004 10 Capacités mises aux enchères et produits vendus par type de produit VPP en 2004

11 Profil de la capacité cumulée exerçable - situation au 31 décembre 2004 12 Répartition sectorielle de la consommation totale d’énergie électrique en 2003

13 Evolution de la capacité mensuelle (MW) à la frontière franco-belge sur la période 2002-2004 14 Résultats des mesures d’efficacité selon la méthode DEA

BRÈVE PRÉSENTATION DE LA CREG

1. C

La Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz (CREG) est l’organisme fédéral de régulation des marchés de l’électricité et du gaz naturel en Belgique. Elle a été instituée par la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité¹ (ci-après : la loi électricité) et par la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché du gaz et au statut fiscal des producteurs d’électricité.

Les compétences conférées à la CREG sont énumérées dans la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations² (ci-après : la loi gaz) et dans la loi électricité³. Elle est investie d’une mission de conseil auprès des autorités publiques en ce qui concerne l’organisation et le fonctionnement des marchés du gaz naturel et de l’électricité, d’une part, et d’une mission générale de surveillance et de contrôle de l’application des lois et règlements y relatifs, d’autre part.

2. C

La CREG est composée de deux organes, le Conseil général et le Comité de direction.

(a) Le Conseil général⁴a pour missions :

- d’initiative ou à la demande du Ministre de l’Energie, de définir les orientations de l’application des lois gaz et électricité et de leurs arrêtés d’exécution;

- d’évaluer la manière dont le Comité de direction exécute ses tâches et de formuler des avis et recommandations à ce sujet au Ministre de l’Energie et au Comité de direction;

- de formuler un avis sur toute question qui lui est soumise par le Comité de direction;

- d’être un forum de discussion sur les objectifs et les stratégies de la politique énergétique dans le secteur de l’électricité et du gaz naturel.

Il peut aussi demander des études ou des avis au Comité de direction.

Le Conseil général est composé de représentants du gouvernement fédéral et des gouvernements de région, des organisations représentatives des travailleurs, des employeurs, des classes moyennes et des associations environnementales, des producteurs, des gestionnaires des réseaux de distribution, des intermédiaires, des fournisseurs et des consommateurs. Les membres du Conseil général ont été nommés par arrêté ministériel du 5 mars 2004⁵pour un terme de trois ans prenant cours le 20 février 2004.

La composition et le fonctionnement du Conseil général sont fixés par arrêté royal⁶.

(b) Le Comité de direction⁷assure la gestion opérationnelle de la CREG et accomplit les actes nécessaires ou utiles à l’exécution de ses missions. Il est un collège qui délibère selon les règles usuelles des assemblées délibérantes.

Le Comité de direction est composé d’un Président et de cinq autres membres nommés par arrêté royal délibéré en Conseil des ministres.

La CREG est organisée en six directions, chacune dirigée par un membre du Comité de direction :

Madame Christine VANDERVEEREN, Président du Comité de direction et Directeur du contentieux du marché,

Messieurs Guido CAMPS, Directeur du contrôle des prix et des comptes sur le marché de l’électricité,

Bernard LACROSSE, Directeur administratif,

Thomas LEKANE, Directeur du fonctionnement technique du marché de l’électricité,

Jean-Paul PINON, Directeur du fonctionnement technique du marché du gaz naturel,

François POSSEMIERS, Directeur du contrôle des prix et des comptes sur le marché du gaz naturel.

Rapport Annuel CREG2004

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1Moniteur belge du 11 mai 1999.

2Moniteur belge du 7 mai 1965.

3Voir articles 23 de la loi électricité et 15/14 de la loi gaz.

4Article 24, §3, de la loi électricité.

5Arrêté ministériel du 5 mars 2004 (Moniteur belge du 12 mars 2004) modifiant l’arrêté ministériel du 13 février 2001 portant nomination des membres du conseil général de la Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz.

6Arrêté royal du 3 mai 1999 relatif à la composition et au fonctionnement du conseil général de la Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz.

7Article 24, §2, de la loi électricité.

Rapport Annuel CREG2004 10

MEMBRES EFFECTIFS

Gouvernement fédéral VANDEN BORRE Tom RENARD Marc

FAUCONNIER Marie-Pierre LOCQUET Koen

Gouvernements de Région BIESEMAN Wilfried BOSTEELS Olivier DEVUYST Philippe

Organisations représentatives des travailleurs qui siègent au Conseil National du Travail

LEEMANS Marc DE LEEUW Rudy HAAZE Guy PANNEELS Anne SKA Marie-Hélène

Organisations représentatives des travailleurs qui siègent au Conseil de la Consommation

WILLEMS Tom VAN DAELE Daniel

Organisations ayant comme objectif la promotion et la protection des intérêts généraux des petits consommateurs LABARRE Vincent

SCHOCKAERT Chantal

Organisations représentatives de l’industrie, du secteur ban- caire et du secteur des assurances qui siègent au Conseil Central de l’Economie

VELGE Baudouin CHAPUT Isabelle AERTS Kristin

Organisations représentatives de l’artisanat, des petites et moyennes entreprises commerciales et de la petite industrie qui siègent au Conseil Central de l’Economie

ERNOTTE Pascal HEYLEN Jan

Gros consommateurs d’énergie électrique CLAES Peter

MEMBRES SUPPLÉANTS

VERTESSEN Jacques AVARELLO David DAMILOT Julien DEMEYERE Frank

TANGHE Martine LEFERE Raphaël BALFROID Fabienne

VAN MOL Christiaan CLAUWAERT Annick

DEKELPER Irène DAWANCE Jean-Pierre

DE SMEDT Sam

SPIESSENS Eric QUINTARD Christophe

LESAGE Olivier ADRIAENSSENS Claude

VAN DER MAREN Olivier CALOZET Michel VANDERMARLIERE Frank

WERTH Francine VANDENABEELE Piet

BOSCH Claire

MEMBRES EFFECTIFS

Gros consommateurs de gaz naturel BRAET Luc

Producteurs

DE GROOF Christiaan CAUWENBERGH Katja

Producteurs énergies renouvelables JACQUET Annabelle

Producteurs cogénération PEERSMAN Inneke

Gestionnaires des réseaux de distribution - INTERMIXT

DECLERCQ Christine HUJOEL Luc PEETERS Guy - INTER-REGIES DE BLOCK Gert

Gestionnaire de réseau de transport GERKENS Isabelle

Entreprises de gaz, autres que les entreprises de distribution, appartenant à la Fédération de l’Industrie du Gaz

LEBOUT Didier HEYVAERT Griet VERMEIRE John

Associations environnementales CLAEYS Bram

PATERNOSTRE Véronique

Intermédiaires DERIDDER Lennart

Fournisseurs RUTTEN Jaak

Président du Comité de direction de la CREG VANDERVEEREN Christine

MEMBRES SUPPLÉANTS

EELENS Claire

GREGOIRE Claude SIMONS Mariane

VERBRUGGEN Aviel

MARENNE Yves

BURTOMBOY Marc DRAPS Willem VERSCHELDE Martin DEBRUYNE Kaat AERTSENS Walter

LAMMENS Griet NIEUWLAND Dominique

LEYEN Ingrid

DELLAERT Peter VIS Stephan

JONCHEERE Ellen

DUTORDOIR Sophie Tableau 1 : Membres du Conseil général au 31 décembre 2004⁸

Source : CREG

8Conformément à l’arrêté ministériel du 5 mars 2004.

LE COMITÉ DE DIRECTION

De gauche à droite:

Thomas LEKANE, Guido CAMPS, François POSSEMIERS, Jean-Paul PINON, Christine VANDERVEEREN, Bernard LACROSSE.

Anne PANNEELS Vice-Présidente du Conseil général Baudouin VELGE

Président

du Conseil général

LE CONSEIL GÉNÉRAL

Partie 1 L’évolution du marché du gaz naturel

1 LE MARCHÉ EUROPÉEN DU GAZ NATUREL . . . . 14

2 LE MARCHÉ BELGE DU GAZ NATUREL :

RÉGULATION ET LÉGISLATION . . . . 16 3 LE MARCHÉ BELGE DU GAZ NATUREL :

DONNÉES RELATIVES AU MARCHÉ . . . . 23

9Voir Rapport annuel 2003, Partie 1, point 1.1.1.

10J.O.U.E. n° L 16/74.

11Voir Partie 2, point 1.1., du présent rapport.

12Etude (F)040923-CDC-353 relative à la transposition en droit fédéral belge de la directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et abrogeant la directive 96/92/CE, et de la directive 2003/55/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant

des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et abrogeant la directive 98/30/CE, 23 septembre 2004. Réalisée en application de l’article 24 de la loi électricité.

Cette étude fait actuellement partie du dossier administratif du Conseil général.

13Voir Partie 3, point 2.1., du présent rapport.

14Ce rapport est disponible sur le site internet de la Commission européenne : http://www.europa.eu.int/comm/energy/electricity/benchmarking/index_en.htm.

1. LE MARCHÉ EUROPÉEN DU GAZ NATUREL

1.1. L

2003/55/CE

Un rectificatif à la directive 2003/55/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel et abrogeant la directive 98/30/CE⁹ (ci-après : la directive 2003/55/CE) a été publié le 23 janvier 2004¹⁰. Le rectificatif apporte principalement des modifications terminologiques.

Sur demande du Conseil général, le Comité de direction a réalisé une étude sur la transposition en droit belge des directives 2003/54/CE¹¹ et 2003/55/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et du gaz naturel¹². Cette étude a servi de base à l’avis du Conseil général relatif à cette transposition¹³.

1.2. L

’

’

La Commission européenne a publié, le 5 janvier 2005, son quatrième rapport d’étalonnage sur la mise en œuvre du marché intérieur du gaz et de l’électricité¹⁴. Le tableau de l’ouverture du marché européen du gaz et de l’électricité au 5 janvier 2005 dans les vingt-cinq Etats membres de l’Union européenne, est reproduit ci-après.

1.3. L

“E

G

R

F

”

Le “European Gas Regulatory Forum”, également appelé Forum de Madrid, constitue une plate-forme de concertation entre tous les acteurs du marché au sein du secteur du gaz, la Commission européenne, les Etats membres de l’Union européenne et les régulateurs européens. Ce forum s’est réuni à deux reprises en 2004, les 8 et 9 juillet et le 3 décembre.

Rapport Annuel Creg 2004 ı Page 14 Rapport Annuel CREG2004

14

Tableau 2 : Ouverture du marché européen du gaz et de l’électricité au 5 janvier 2005 (part de la consommation de la clientèle éligible dans la consommation totale de gaz et d’électricité)

Degré d’ouverture du Electricité Gaz marché déclaré (%)

Autriche 100 100

Belgique ± 90 ± 90

Danemark 100 100

Finlande 100 dérogation

France 70 70

Allemagne 100 100

Grèce 62 dérogation

Irlande 56 86

Italie 79 100

Luxembourg 57 72

Pays-Bas 100 100

Portugal 100 dérogation

Espagne 100 100

Suède 100 95

Royaume-Uni 100 100

Estonie 10 95

Lettonie 76 0

Lituanie n.c. 70

Pologne 52 34

République tchèque 47 0

Slovaquie 66 34

Hongrie 67 69

Slovénie 75 91

Chypre 35 dérogation

Malte 0 dérogation

Source : Commission européenne, Rapport annuel sur la mise en œuvre du marché intérieur du gaz et de l’électricité, Document de travail des services de la Commission, COM (2004) 863, 5 janvier 2005.

15Council of European Energy Regulators. Voir également Partie 3, point 2.2., du présent rapport.

16Proposition de la Commission européenne de règlement du Parlement européen et du Conseil relatif aux conditions d’accès aux réseaux de transport de gaz (COM/2003/0741).

L’annexe de cette proposition reprend une grande partie des Guidelines for Good TPA

Practiceapprouvées par le Forum de Madrid en 2002 et à la rédaction desquelles la CREG a participé.

17Voir également Partie 1, point 3.5.1.1., du présent rapport.

Le 25 septembre 2003, le Forum avait invité la Commission européenne à élaborer, avec le CEER¹⁵, l’industrie du gaz et les utilisateurs du réseau, des lignes directrices relatives à l’accès non discriminatoire et transparent aux installations de stockage : les Guidelines for Good TPA Practice for Storage System Operators (GGP-SSO). La publication de la directive 2003/55/CE est à l’origine de ces lignes directrices. Celle-ci impose en effet aux gestionnaires de stockage de rendre la capacité de stockage disponible accessible aux tiers, dans la mesure où l’accès au stockage s’avère nécessaire à un accès efficace au système.

Suite aux discussions menées au sein du Forum de Madrid en juillet et décembre 2004, aucun accord n’a cependant pu être obtenu des gestionnaires de stockage pour adopter, sur base volontaire, la proposition de Guidelines développée par les régulateurs européens après avoir mené une large consultation de toutes les parties concernées. Il a été convenu, le 3 décembre 2004, que tant les gestionnaires de stockage que les régulateurs poursuivraient leurs efforts afin d’atteindre un accord début 2005.

En outre, en 2004, le Forum a reçu un rapport comparatif du CEER (“Monitoring report”) concernant le respect des Guidelines for Good TPA Practice for Transmission System Operators(GGP2).

Il en ressort que le respect des lignes directrices convenues volontairement n’est pas satisfaisant sur certains points et qu’il est souhaitable, par conséquent, de créer un cadre régulatoire contraignant¹⁶.

En juillet 2004, le Forum a également reçu un rapport du CEER sur la mise en oeuvre du système entry-exit. La capacité de transport définie et réservée dans un système entry-exit est facilement négociable et ce système doit favoriser la liquidité sur le marché de la capacité. Il ressort du rapport qu’un nombre croissant de pays instaure un système entry-exit bien que les systèmes actuels soient encore susceptibles d’être améliorés. La S.A. FLUXYS a obtenu, avec la SNAM RETE GAS, le meilleur score d’Europe en ce qui concerne la qualité du système entry-exit instauré le 1^eravril 2004¹⁷.

L’interopérabilité entre les réseaux et le suivi des activités de la European Association for the Streamlining of Energy Exchange- gasont également fait l’objet d’une discussion au sein du Forum.

Rapport Annuel CREG2004

15

18En application de l’arrêté royal du 14 mai 2002 relatif à l’autorisation de transport de produits gazeux et autres par canalisations.

19En application de l’arrêté royal du 12 juin 2001 relatif aux conditions générales de fourniture de gaz naturel et aux conditions d’octroi des autorisations de fourniture de gaz naturel.

20En application de l’arrêté royal du 15 avril 2002 relatif à la structure tarifaire générale et aux

principes de base et procédures en matière de tarifs et de comptabilité des entreprises de transport de gaz naturel actives sur le territoire belge (ci-après : l’arrêté royal du 15 avril 2002).

21Etude (F)031028-CDC-227 relative à la proposition de la SA FLUXYS LNG pour la tarification pluriannuelle de l’utilisation des capacités du terminal GNL de Zeebrugge après 2006, 28 octobre 2003. Voir CREG, Rapport annuel 2003, Partie 2, point 2.3.3.

2. LE MARCHÉ BELGE DU GAZ NATUREL : RÉGULATION ET LÉGISLATION

2.1. L

Dans le cadre de sa compétence d’avis, la CREG a reçu en 2004 vingt-et-une demandes d’avis d’autorisation de transport de gaz naturel¹⁸. Parmi celles-ci, dix-sept ont été traitées par le Comité de direction et trois autres le sont au moment de la rédaction du présent rapport. Pour une demande, la CREG n’a pas pris position parce qu’elle ne s’estimait pas compétente pour émettre un avis relatif à une régularisation de travaux effectués en 1999.

En 2004, le Comité de direction a également émis un avis relatif à une demande introduite en 2003.

De tous les avis rendus en 2004 par le Comité de direction, deux furent négatifs. Dans le premier, la CREG demandait que la solution alternative moins onéreuse d’un raccordement sur la canalisation de gaz naturel vTn/rTr Zeebrugge-Eynatten soit examinée plus en profondeur. Le Ministre de l’Energie a pourtant accordé une autorisation de transport mais a demandé à la S.A. FLUXYS, demandeur dans ce dossier, de consulter la CREG à temps dans des dossiers analogues de telle sorte que toutes les alternatives puissent être examinées à l’avance. Le second avis, avec WINGAS GmbH comme demandeur, concernait la pose d’une ligne directe dans la région d’Anvers. La CREG n’a pas encore relevé de décision finale du Ministre de l’Energie à ce sujet.

2.2. L

Dans le cadre de sa compétence d’avis en matière de demandes d’autorisation de fourniture de gaz naturel¹⁹, la CREG a reçu trois demandes d’avis en 2004. La première, celle de ENI (UK) Ltd., a donné lieu à un avis positif du Comité de direction. La deuxième, celle de NORSK HYDRO ENERGIE MARKETING B.V., a donné lieu à un avis négatif au motif que le demandeur présentait des fonds propres négatifs. La troisième demande, introduite fin de l’année 2004, n’a pas encore abouti au moment de la rédaction du présent rapport.

Le Ministre de l’Energie a délivré trois autorisations de fourniture en 2004, à savoir à la S.A. RWE GAS VERKOOPMAATSCHAPPIJ, à la S.A. ELECTRABEL et à ENI (UK) Ltd. Deux de ces autorisations concernaient des demandes introduites auprès de la CREG fin 2003.

En 2004, le Comité de direction a par ailleurs mis à jour la notice d’aide à la rédaction du dossier de demande d’une autorisation de fourniture pour le gaz naturel.

2.3. L

2.3.1. Les tarifs de transport

2.3.1.1. Les tarifs pour l’année d’exploitation 2005

La S.A. FLUXYS et la S.A. FLUXYS LNG ont toutes deux introduit auprès de la CREG, le 30 septembre 2004, leur proposition tarifaire accompagnée du budget pour l’année d’exploitation 2005²⁰. Suite à cela, la CREG a adressé, le 8 octobre 2004, une lettre aux deux entreprises afin de demander des informations complémentaires sur une quinzaine de points. Toutes les informations demandées ont été transmises à la CREG.

Le 9 novembre 2004, le Comité de direction a décidé, après avoir pris connaissance de tous les éléments disponibles, de rejeter les deux propositions tarifaires en demandant d’introduire une proposition tarifaire remaniée accompagnée du budget dans le délai légal prévu de quinze jours calendrier.

Les propositions tarifaires remaniées de la S.A. FLUXYS et de la S.A. FLUXYS LNG, introduites toutes deux le 25 novembre 2004, ont été approuvées par le Comité de direction le 9 décembre 2004.

2.3.1.2. Les tarifs pluriannuels pour l’utilisation du terminal de GNL à Zeebrugge après 2006

Au moment de l’introduction de la proposition de tarifs pluriannuels le 14 août 2003 par la S.A. FLUXYS LNG, la CREG n’était pas encore compétente, sur base de la législation en vigueur à l’époque, pour accepter ou rejeter cette proposition.

Par conséquent, le Comité de direction a formulé ses remarques et commentaires sous la forme d’une étude²¹.

Rapport Annuel Creg 2004 ı Page 16 Rapport Annuel CREG2004

16

22Arrêté royal du 15 décembre 2003 relatif à la structure tarifaire générale et aux principes de base et procédures en matière de tarifs et de comptabilité des entreprises de transport de gaz naturel actives sur le territoire belge pour leurs nouvelles infrastructures de transport reconnues comme d’intérêt national ou européen et nécessaires pour permettre le développement à long terme de celles-ci (ci-après : l’arrêté royal du 15 décembre 2003).

Voir également CREG, Rapport annuel 2003, Partie 2, point 1.2.2.1. (a).

23Rapport TG2003 relatif aux tarifs de raccordement et d’utilisation du réseau de transport de gaz naturel ainsi qu’aux tarifs des services auxiliaires appliqués au cours de l’année 2003, 25 mars 2004. Etabli en application de l’article 13 de l’arrêté royal du 15 avril 2002.

24En application de l’article 14 de l’arrêté royal du 15 avril 2002.

Conformément à l’arrêté royal du 15 décembre 2003²², le 15 juillet 2004, la S.A. FLUXYS LNG a introduit auprès de la CREG sa proposition de tarifs pluriannuels définitive pour l’utilisation du terminal de GNL à Zeebrugge après 2006. Le 16 septembre 2004, après l’examen par le Comité de direction des documents et informations complémentaires demandés et la vérification de la conformité de la proposition de tarifs pluriannuels avec l’arrêté royal du 15 décembre 2003 et avec les exigences posées dans l’étude précitée, le Comité de direction a décidé de rejeter la proposition de tarifs pluriannuels de la S.A. FLUXYS LNG.

La proposition tarifaire remaniée de la S.A. FLUXYS LNG, introduite le 24 septembre 2004, a été approuvée par le Comité de direction le 30 septembre 2004.

2.3.1.3. Le plan comptable analytique pour l’exploitation du terminal de GNL à Zeebrugge après 2006

L’entreprise de transport devait, dans un délai de deux mois à compter de l’entrée en vigueur de l’arrêté royal du 15 décembre 2003, soit pour le 24 février 2004 au plus tard, déposer à des fins d’approbation par la CREG, son plan comptable analytique relatif aux nouvelles infrastructures de transport.

Le Comité de direction a constaté que la S.A. FLUXYS LNG n’avait pas transmis son plan comptable analytique dans les délais requis. Dans le cadre de l’examen de la proposition des tarifs pluriannuels de la S.A. FLUXYS LNG pour l’utilisation du terminal de GNL à Zeebrugge après 2006 (2.3.1.2.), le Comité de direction a demandé à la S.A. FLUXYS LNG de se baser, pour les nouvelles infrastructures, sur le plan comptable analytique utilisé dans les propositions tarifaires annuelles en ce qui concerne l’utilisation du terminal de GNL existant.

La S.A. FLUXYS LNG a accédé à la demande du Comité de direction et a transmis son plan comptable analytique le 30 août 2004 en satisfaisant aux demandes d’informations et d’adaptations formulées par le Comité de direction.

2.3.1.4. Le rapport relatif aux tarifs pour l’année d’exploitation 2003

Le 30 mars 2004, la CREG a transmis au Ministre de l’Energie et aux S.A. FLUXYS et FLUXYS LNG le rapport relatif aux tarifs de raccordement au réseau de transport de gaz naturel et

d’utilisation de celui-ci, de même que les tarifs des services auxiliaires appliqués durant l’année 2003²³.

Le rapport décrit en détail, tant du point de vue des principes tarifaires que de la procédure, le chemin parcouru par le Comité de direction pour approuver les tarifs de raccordement au réseau de transport de gaz naturel et d’utilisation de celui-ci, ainsi que les tarifs des services auxiliaires. En outre, le rapport présente le programme de contrôle appliqué par le Comité de direction dans le cadre de l’approbation des tarifs. Le rapport fournit également une description détaillée des tarifs appliqués au cours de l’année 2003 pour le raccordement au réseau de transport de gaz naturel et l’utilisation de celui-ci, ainsi que pour les services auxiliaires.

Enfin, le rapport compare le niveau des tarifs appliqués au cours de l’année 2003 à celui de 2002.

2.3.1.5. Le bonus/malus relatif aux tarifs pour l’année d’exploitation 2003

Dans l’optique du contrôle des tarifs de 2003, la S.A. FLUXYS et la S.A. FLUXYS LNG ont transmis à la CREG, le 13 février 2004, leur rapport annuel relatif aux comptes de résultats du réseau de transport de l’année d’exploitation écoulée²⁴.

Le respect de la procédure et des délais a été vérifié en première instance. Le Comité de direction a ensuite analysé les différences entre les comptes de 2003 et le budget, ainsi que les plus-values et les pertes incluses dans le compte de régularisation pour transfert à l’exercice comptable suivant. Pour la S.A. FLUXYS et la S.A. FLUXYS LNG, cette analyse se focalisait essentiellement sur les trois points suivants : la marge avant impôts, la fermeture du stockage à Anderlues et le traitement des revenus financiers.

Le 3 juin 2004, la CREG a approuvé un bonus plus important pour l’activité d’acheminement et un malus moins important pour l’activité de stockage, par rapport à ce qui était prévu dans le rapport de la S.A. FLUXYS. Pour la S.A. FLUXYS LNG, il s’agissait également d’un bonus plus important que le montant avancé dans son rapport du 13 février 2004. Le bonus final fixé par la CREG pour l’activité d’acheminement de la S.A. FLUXYS s’élève à 12,2% en tenant compte du budget qui a été introduit fin 2002 pour l’année d’exploitation 2003. En ce qui concerne le malus pour l’activité de stockage, celui-ci s’élève à 5,9% du budget originel. La S.A. FLUXYS LNG, en comparaison avec son budget 2003, a en réalité une plus-value et/ou un moindre coût de 2,8% pour l’année 2003.

Rapport Annuel CREG2004

17

25Arrêté royal du 29 février 2004 relatif à la structure tarifaire générale et aux principes de base et procédures en matière de tarifs et de comptabilité des gestionnaires des réseaux de distribution de gaz naturel actifs sur le territoire belge (ci-après : l’arrêté royal du 29 février 2004) (Moniteur belge du 11 mars 2004).

26Voir CREG, Rapport annuel 2003, Partie 2, point 1.2.2.1.

27En application des articles 10 et 11 de l’arrêté royal du 4 avril 2003 relatif au code de bonne conduite en matière d’accès aux réseaux de transport pour le gaz naturel (ci-après : le code de bonne conduite).

Le 21 juin 2004, la S.A. FLUXYS et la S.A. FLUXYS LNG ont transmis leurs observations concernant la décision du Comité de direction. Après avoir examiné ces observations, le Comité de direction a décidé, le 13 juillet 2004, de valider sa décision du 3 juin 2004. Par conséquent, ces montants ont été transférés vers le compte de régularisation par les entreprises concernées et seront mis au profit (bonus) ou à la charge (malus) des futurs tarifs.

2.3.2. Les tarifs de distribution

L’arrêté royal du 29 février 2004²⁵reprend les dispositions de la proposition formulée par le Comité de direction en 2003²⁶. Il fixe la structure tarifaire générale et règle la procédure de soumission, d’approbation par la CREG et de publication des tarifs des gestionnaires des réseaux de distribution. Il détermine les rapports et les informations que ces derniers doivent fournir à la CREG en vue du contrôle de leurs tarifs de même que les principes de base qu’ils doivent appliquer en matière de comptabilisation des coûts et les objectifs qu’ils doivent poursuivre en matière de maîtrise des coûts.

Sur la base de cet arrêté royal, les gestionnaires des réseaux de distribution devaient remettre les documents suivants à la CREG : leur proposition tarifaire pour l’année d’exploitation 2004 dans les deux mois suivant l’entrée en vigueur de l’arrêté royal (2.3.2.2.), leur proposition tarifaire pour l’année d’exploitation 2005 au plus tard le 30 septembre 2004 (2.3.2.3.) et leur plan comptable analytique au plus tard six mois après l’entrée en vigueur de l’arrêté royal (2.3.2.4.).

2.3.2.2. Les tarifs pour l’année d’exploitation 2004

Dix-neuf gestionnaires des réseaux de distribution de gaz naturel ont introduit auprès de la CREG, dans les délais légaux, une proposition tarifaire accompagnée du budget pour l’année d’exploitation 2004. Ces propositions tarifaires ont toutes, excepté trois dont les tarifs ont été immédiatement approuvés pour l’ensemble de l’année 2004, d’abord donné lieu à des décisions de refus d’approbation mentionnant les points de la proposition à adapter pour obtenir l’approbation du Comité de direction. Les propositions tarifaires remaniées ont ensuite été introduites dans les délais fixés et ont donné lieu, pour deux gestionnaires des réseaux de distribution, à une décision d’appro- bation des tarifs pour l’ensemble de l’année 2004 et pour les

quatorze autres, à l’instauration de tarifs provisoires pour une période de trois mois renouvelable à compter du 1^erjanvier 2004.

2.3.2.3. Les tarifs pour l’année d’exploitation 2005

Le Comité de direction a veillé à ce que la procédure liée à l’introduction des propositions tarifaires accompagnées du budget pour l’année d’exploitation 2005 ait lieu dans le respect strict des délais légaux prévus dans l’arrêté royal du 29 février 2004. Les dix-neuf gestionnaires des réseaux de distribution ont respecté le délai d’introduction.

Etant donné qu’il s’est avéré, après examen, que toutes les propositions tarifaires étaient incomplètes, des informations complémentaires ont été demandées à tous les gestionnaires des réseaux de distribution, lesquelles étant insuffisantes, ont donné lieu à des décisions de refus par le Comité de direction. Les propositions tarifaires remaniées ont été introduites auprès de la CREG le 25 novembre 2004. Six d’entre elles ont été approuvées par le Comité de direction, tandis que des tarifs provisoires ont été imposés aux treize autres gestionnaires des réseaux de distribution pour une période de trois mois renouvelable à compter du 1^erjanvier 2005.

2.3.2.4. Le plan comptable analytique

Huit gestionnaires des réseaux de distribution ont introduit un plan comptable analytique parmi lesquels six ont été immédiatement approuvés par le Comité de direction. Les deux autres ont été rejetés en première instance mais ont toutefois reçu une approbation après l’introduction d’une proposition remaniée.

Les onze autres gestionnaires des réseaux de distribution n’ayant pas soumis de plan comptable analytique pour approbation dans le délai légal, lequel expirait le 21 septembre 2004, la CREG les a invités à le lui transmettre dans un délai d’un mois. Cette demande fut suivie par tous les gestionnaires des réseaux dont les plans comptables analytiques ont toutefois tous été rejetés de sorte qu’il a fallu introduire de nouveaux plans comptables remaniés.

2.4. L

La première étape de la réforme des règles d’accès au réseau de transport et d’utilisation de celui-ci fut la soumission des principales conditions de la S.A. FLUXYS et de la S.A. FLUXYS LNG à l’approbation²⁷de la CREG le 11 juillet 2003.

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18

28Décision (B)040108-CDC-244 relative à la demande d’approbation des principales conditions d’accès au réseau de transport de la S.A. FLUXYS, 8 janvier 2004.

29Décision (B)040603-CDC-244/2 relative à la demande d’approbation des principales conditions adaptées d’accès au réseau de transport de la S.A. FLUXYS, 3 juin 2004.

30Décision (B)041220-CDC-244/3 relative à la demande d’approbation des principales conditions d’accès au réseau de transport de la S.A. FLUXYS, 20 décembre 2004.

31Décision (B)040108-CDC-245 relative à la demande d’approbation des principales conditions de la S.A. FLUXYS LNG, 8 janvier 2004.

32Décision (B)040513-CDC-245/2 relative à la demande d’approbation des principales conditions adaptées d’accès au terminal méthanier de Zeebrugge de la S.A. FLUXYS LNG, 13 mai 2004.

33Décision (B)040617-CDC-245/3 relative à la demande d’approbation des principales condi- tions d’accès au terminal méthanier de Zeebrugge de la S.A. FLUXYS LNG, 17 juin 2004.

34Avis (A)040617-CDC-310 relatif à la diminution du seuil de consommation et l’avancement de la date de libéralisation des clients finals raccordés à un réseau de transport de gaz naturel, 17 juin 2004. Donné en application de l’article 15/6 de la loi gaz.

35Voir CREG, Rapport annuel 2003, Partie 1, point 1.1.1.

2.4.1. Les principales conditions de la S.A. FLUXYS

Le 8 janvier 2004, la CREG a rejeté les principales conditions de la S.A. FLUXYS proposées pour ses activités d’acheminement et de stockage²⁸et a indiqué les points à adapter pour recevoir son approbation. Suite à l’arrêt n° 126.817 du Conseil d’Etat du 5 janvier 2004, le Comité de direction ne s’est pas prononcé sur les principales conditions proposées pour l’activité de transit de la S.A. FLUXYS. Cet arrêt suspend en effet l’exécution du code de bonne conduite dans la mesure où celui-ci s’applique aux activités de transit au sens de la directive 91/296/CEE du Conseil du 31 mai 1991 relative au transit du gaz naturel sur les grands réseaux et de l’article 1^er, 7°bis, de la loi gaz, en particulier, mais non limité aux articles 6, 48 et 64 du code de bonne conduite.

La S.A. FLUXYS a transmis à la CREG, le 26 mars 2004, ses principales conditions adaptées pour ses activités d’acheminement et de stockage. Etant donné que la S.A. FLUXYS n’avait pas adapté de manière satisfaisante ses principales conditions sur tous les points mentionnés par le Comité de direction, ce dernier a décidé de rejeter les principales conditions adaptées²⁹ et a imposé des principales conditions provisoires pour une période de six mois.

La S.A. FLUXYS a été invitée à introduire de nouvelles principales conditions.

Afin de préparer sa décision relative à ces nouvelles principales conditions attendues, la CREG a organisé une consultation via son site internet et par le biais d’un shippers’ day, même si elle n’était pas tenue légalement d’interroger les acteurs du marché.

La consultation a été clôturée le 18 octobre 2004.

La S.A. FLUXYS a intégré de manière satisfaisante les réactions récoltées dans le cadre de la consultation ainsi que les remarques formulées par la CREG, dans une troisième proposition de principales conditions soumise le 14 décembre 2004 à la CREG qui a, de la sorte, pu intégralement approuver ces principales conditions le 20 décembre 2004³⁰. Ainsi, un cadre stable, clair et équilibré est offert tant pour les contrats existants que pour les nouveaux contrats d’acheminement et de stockage sur le marché belge.

2.4.2. Les principales conditions de la S.A. FLUXYS LNG

Les principales conditions proposées par la S.A. FLUXYS LNG ont également été rejetées par la CREG par décision du 8 janvier 2004³¹ qui a indiqué, ici aussi, les points à adapter pour recevoir son approbation. La S.A. FLUXYS LNG a, suite à cela, transmis ses principales conditions adaptées à la CREG le 26 mars 2004. Les principales conditions n’ont toutefois pas été adaptées de manière satisfaisante sur tous les points mentionnés par le Comité de direction qui a décidé de les rejeter³² et imposé des principales conditions provisoires pour une période de six mois.

La S.A. FLUXYS LNG a été invitée à introduire de nouvelles principales conditions.

Les nouvelles principales conditions de la S.A. FLUXYS LNG, transmises le 4 juin 2004, ont été approuvées par le Comité de direction³³. Cette approbation a été à la base, entre autres, des contrats de souscription de capacité conclus entre la S.A. FLUXYS LNG et trois affréteurs pour l’utilisation du terminal de Zeebrugge jusqu’en 2026 (à savoir EXXONMOBIL/QATAR PETROLEUM, TRACTEBEL GLOBAL LNG et DISTRIGAZ). Les contrats conclus avec les utilisateurs du système doivent en effet respecter intégralement les principales conditions approuvées.

2.5. L’

Le 17 juin 2004, le Comité de direction a rendu, à la demande du Ministre de l’Energie, un avis relatif à la diminution du seuil de consommation et l’avancement de la date de libéralisation des clients finals raccordés à un réseau de transport de gaz naturel³⁴.

Etant donné que l’article 23, §1^er, de la directive 2003/55/CE³⁵ prévoit l’éligibilité de tous les clients non résidentiels à partir du 1^erjuillet 2004, au plus tard, et que tous les clients finals raccordés au réseau belge de transport de gaz naturel sont des clients non résidentiels, le Comité de direction a recommandé l’éligibilité de tous les clients finals raccordés au réseau de transport de gaz naturel pour le 1^erjuillet 2004 au plus tard.

Rapport Annuel CREG2004

19

36Arrêté royal du 10 août 2004 déclarant éligibles les clients finals raccordés au réseau de transport de gaz naturel (Moniteur belge du 30 août 2004).

37Etude (F)040311-CDC-259 relative à la fixation des prix sur le marché de la fourniture d’électricité et de gaz naturel par les fournisseurs par défaut, 11 mars 2004. Réalisée en application des articles 23 de la loi électricité et 15/14 de la loi gaz.

38Proposition (C)040122-CDC-249 de prix maximaux adaptés pour la fourniture de gaz naturel à des clients finals, fixés à ce jour dans l’arrêté ministériel du 23 décembre 2003 portant fixation de prix maximaux sociaux pour la fourniture de gaz naturel aux clients protégés résidentiels à revenus modestes ou à situation précaire et dans l’arrêté ministériel du 12 décembre 2001 portant fixation des prix maximaux pour la fourniture de gaz naturel, 22 janvier 2004. Soumise en application des articles 15/10 et 15/14 de la loi gaz.

39Arrêté ministériel du 13 mai 2004 modifiant l’arrêté ministériel du 12 décembre 2001

portant fixation de prix maximaux pour la fourniture de gaz naturel et l’arrêté ministériel du 23 décembre 2003 portant fixation de prix maximaux sociaux pour la fourniture de gaz naturel aux clients protégés résidentiels à revenus modestes ou à situation précaire (Moniteur belge du 9 juin 2004).

40Moniteur belge du 30 janvier 2004.

41Voir également CREG, Rapport annuel 2003, Partie 2, point 1.2.2.5.

42Avis (C)040603-CDC-309 concernant le projet d’arrêté ministériel fixant les prix maximaux pour la fourniture de gaz naturel par les entreprises de distribution aux clients finals, dont le contrat de fourniture a été résilié par leur fournisseur et qui ne peuvent pas être considérés comme des clients protégés résidentiels à revenus modestes ou à situation précaire, au sens de l’article 15/10, §2, de la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations, 3 juin 2004. Donné en application de l’article 15/10 de la loi gaz.

L’avis du Comité de direction a été suivi en ce que l’arrêté royal du 10 août 2004³⁶prévoit l’éligibilité de tous les clients finals raccordés au réseau de transport de gaz naturel à compter du 1^erjuillet 2004.

2.6. L

En mars 2004, le Comité de direction a réalisé, d’initiative, une étude³⁷ examinant les différences entre les prix que les fournisseurs par défaut, la S.A. ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS (ci-après : ECS) et la S.A. LUMINUS, pratiquent à l’égard de leurs clients actifs et de leurs clients standard en Flandre. Suite à cette analyse, le Comité de direction a formulé une série d’objections et a invité les deux fournisseurs par défaut à revoir sérieusement leur politique de prix sur le marché de la fourniture de gaz naturel aux clients éligibles et à améliorer la manière dont ils communiquent à leurs clients les informations au sujet des prix et des conditions générales qui leur sont applicables.

ECS a informé la CREG en octobre 2004 de son intention de modifier son système de prix sur le marché de la fourniture de gaz naturel au 1^erjanvier 2005. La CREG n’a pas encore reçu d’information à ce sujet de la part de la S.A. LUMINUS. Le nouveau système de prix d’ECS est, au moment de la rédaction du présent rapport, examiné par le Comité de direction.

2.7. L

2.7.1. L’adaptation des prix maximaux sur le marché captif et des prix maximaux sociaux

Le Comité de direction a formulé une proposition de prix maximaux adaptés pour la fourniture de gaz naturel à des clients finals³⁸ dans le but d’empêcher que le coût net réel qui découle, pour les entreprises de gaz naturel, de l’application des prix maximaux sociaux dans le secteur du gaz naturel, ne soit payé deux fois par certains clients finals, à savoir une fois via la surcharge sur la consommation de gaz naturel en vue du financement du fonds instauré au profit des clients protégés résidentiels et une seconde fois via un niveau tarifaire comportant déjà une compensation.

L’arrêté ministériel du 13 mai 2004³⁹ a été adopté suite à la proposition du Comité de direction de diminuer les prix maximaux pour les clients finals non éligibles et pour les clients protégés résidentiels à partir du 1^erjanvier 2004.

2.7.2. La compensation du coût net réel découlant des prix maximaux sociaux

L’arrêté royal du 21 janvier 2004 déterminant les modalités de compensation du coût net réel découlant de l’application des prix maximaux sociaux sur le marché du gaz naturel et les règles d’intervention pour leur prise en charge (ci-après : l’arrêté royal du 21 janvier 2004)⁴⁰a été adopté suite à une proposition du Comité de direction publiée en 2003⁴¹.

L’arrêté royal du 21 janvier 2004 s’est écarté de la proposition du Comité de direction sur certains points. La proposition plaidait en faveur d’une modification du cadre légal afin de prévoir un système forfaitaire pour la fixation de prix maximaux sociaux et pour le remboursement du coût net aux opérateurs du marché concernés et prévoyait une entrée en vigueur d’un système de compensation à partir du 1^er juillet 2003. L’arrêté royal du 21 janvier 2004 opte toutefois pour une compensation sur la base du coût net réel et non sur une base forfaitaire, et prévoit que le système de compensation entre en vigueur à partir du 1^erjanvier 2004. Ceci signifie qu’il manque une base légale aux fournisseurs pour leur permettre de réclamer le coût net réel découlant de l’approvisionnement en gaz naturel aux clients éligibles protégés résidentiels au cours du deuxième semestre de 2003 auprès du fonds instauré au profit des clients protégés résidentiels.

2.7.3. Les prix maximaux pour la fourniture de gaz naturel aux clients finals non protégés dont le contrat a été résilié

Le Comité de direction a rendu, à la demande du Ministre de l’Energie, un avis relatif au projet d’arrêté ministériel établissant des prix maximaux pour la fourniture de gaz naturel par les entreprises de distribution aux clients finals non protégés dont le contrat a été résilié⁴².

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