Rapport annuel de la CREG : 2005 | CREG : Commission de Régulation de l'Électricité et du Gaz

RAPPORT ANNUEL 2005

COMMISSION DE RÉGULATION DE L’ÉLECTRICITÉ ET DU GAZ

TABLE DES MATIÈRES

LE MESSAGE DE LA PRÉSIDENCE . . . . 3

PARTIE 1 : L’ÉVOLUTION DU MARCHÉ DE L’ÉLECTRICITÉ . . . . 5

1. Le marché européen de l’électricité . . . . 7

1.1. Le rapport de la Commission européenne . . . . 7

1.2. Le European Electricity Regulatory Forum . . . . 8

2. Le marché belge de l’électricité . . . . 8

2.1. L’ouverture du marché belge de l’électricité . . . . 8

2.2. L’énergie électrique appelée . . . . 8

2.3. La fourniture d’électricité . . . . 9

2.3.1. L’activité de founiture d’électricité . . . . 9

2.3.2. La fixation des prix par les fournisseurs par défaut . . . . 9

2.3.3. Les prix maximaux . . . 10

2.3.4. L’extension du tarif de nuit au week-end . . . 10

2.4. La liquidité du marché de gros . . . 11

2.4.1. La création de la bourse belge d’électricité . . . 11

2.4.2. La feuille de route sur l’intégration régionale des marchés de l’électricité . . . 11

2.4.3. Le fonctionnement du marché électrique belge . . . 12

2.4.4. La vente aux enchères de capacités virtuelles de production . . . 12

2.5. La production d’électricité . . . 12

2.5.1. L’évolution du marché belge de la production . . . 12

2.5.2. Le programme indicatif des moyens de production d’électricité 2005-2014 . . . 15

2.5.3. Les installations de production d’électricité . . . 16

2.5.4. Les concessions domaniales . . . 17

2.5.5. Les certificats verts . . . 17

2.6. Le transport d’électricité . . . 18

2.6.1. L’introduction en bourse d’ELIA . . . 18

2.6.2. La gestion du réseau de transport . . . 18

2.6.2.1. Corporate governance . . . 18

2.6.2.2. Le règlement technique . . . 19

2.6.2.2.1. Les conditions générales des contrats de raccordement, des contrats de responsable d’accès et des contrats d’accès . . . 19

2.6.2.2.2. Le code de reconstitution . . . 19

2.6.2.2.3. Le code de sauvegarde et le plan de délestage . . . 19

2.6.2.2.4. La puissance de réserve . . . 19

2.6.2.2.5. La compensation des déséquilibres quart horaires . . . 20

2.6.2.3. Le plan de développement . . . 20

2.6.2.4. La gestion de la capacité disponible sur les liaisons avec l’étranger . . . 20

2.6.2.5. L’évolution du commerce extérieur . . . 22

2.6.3. Les tarifs de transport d’électricité . . . 22

2.6.3.1. La méthodologie tarifaire . . . 22

2.6.3.2. Les tarifs 2004 . . . 22

2.6.3.3. Les tarifs 2005 . . . 23

2.6.3.4. Les tarifs 2006 . . . 24

2.6.3.5. Les modifications du cadre réglementaire . . . 24

2.7. La distribution d’électricité . . . 25

2.7.1. La tarification du marché libéralisé . . . 25

2.7.1.1. La méthodologie tarifaire . . . 25

2.7.1.2. Les tarifs 2004 . . . 25

2.7.1.3. Les tarifs 2005 . . . 25

2.7.1.4. Les tarifs 2006 . . . 27

2.7.1.5. Les modifications du cadre réglementaire . . . 27

2.7.2. La tarification du marché captif . . . .27

2.7.2.1. La méthodologie tarifaire . . . 27

2.7.2.2. L’évolution des tarifs . . . 28

2.8. Les voies de recours contre les décisions de la CREG . . . 28 Rue de l’Industrie, 26-38 • 1040 Bruxelles

Tél. +32 (0)2 289.76.11 • Fax +32 (0)2 289.76.09 E-mail: info@creg.be • www.creg.be

COMMISSION DE RÉGULATION DE L’ÉLECTRICITÉ ET DU GAZ • RAPPORT ANNUEL 2005

RAPPORT ANNUEL 2005

COMMISSION DE RÉGULATION DE L’ÉLECTRICITÉ ET DU GAZ

TABLE DES MATIÈRES

LE MESSAGE DE LA PRÉSIDENCE . . . . 3

PARTIE 1 : L’ÉVOLUTION DU MARCHÉ DE L’ÉLECTRICITÉ . . . . 5

1. Le marché européen de l’électricité . . . . 7

1.1. Le rapport de la Commission européenne . . . . 7

1.2. Le European Electricity Regulatory Forum . . . . 8

2. Le marché belge de l’électricité . . . . 8

2.1. L’ouverture du marché belge de l’électricité . . . . 8

2.2. L’énergie électrique appelée . . . . 8

2.3. La fourniture d’électricité . . . . 9

2.3.1. L’activité de founiture d’électricité . . . . 9

2.3.2. La fixation des prix par les fournisseurs par défaut . . . . 9

2.3.3. Les prix maximaux . . . 10

2.3.4. L’extension du tarif de nuit au week-end . . . 10

2.4. La liquidité du marché de gros . . . 11

2.4.1. La création de la bourse belge d’électricité . . . 11

2.4.2. La feuille de route sur l’intégration régionale des marchés de l’électricité . . . 11

2.4.3. Le fonctionnement du marché électrique belge . . . 12

2.4.4. La vente aux enchères de capacités virtuelles de production . . . 12

2.5. La production d’électricité . . . 12

2.5.1. L’évolution du marché belge de la production . . . 12

2.5.2. Le programme indicatif des moyens de production d’électricité 2005-2014 . . . 15

2.5.3. Les installations de production d’électricité . . . 16

2.5.4. Les concessions domaniales . . . 17

2.5.5. Les certificats verts . . . 17

2.6. Le transport d’électricité . . . 18

2.6.1. L’introduction en bourse d’ELIA . . . 18

2.6.2. La gestion du réseau de transport . . . 18

2.6.2.1. Corporate governance . . . 18

2.6.2.2. Le règlement technique . . . 19

2.6.2.2.1. Les conditions générales des contrats de raccordement, des contrats de responsable d’accès et des contrats d’accès . . . 19

2.6.2.2.2. Le code de reconstitution . . . 19

2.6.2.2.3. Le code de sauvegarde et le plan de délestage . . . 19

2.6.2.2.4. La puissance de réserve . . . 19

2.6.2.2.5. La compensation des déséquilibres quart horaires . . . 20

2.6.2.3. Le plan de développement . . . 20

2.6.2.4. La gestion de la capacité disponible sur les liaisons avec l’étranger . . . 20

2.6.2.5. L’évolution du commerce extérieur . . . 22

2.6.3. Les tarifs de transport d’électricité . . . 22

2.6.3.1. La méthodologie tarifaire . . . 22

2.6.3.2. Les tarifs 2004 . . . 22

2.6.3.3. Les tarifs 2005 . . . 23

2.6.3.4. Les tarifs 2006 . . . 24

2.6.3.5. Les modifications du cadre réglementaire . . . 24

2.7. La distribution d’électricité . . . 25

2.7.1. La tarification du marché libéralisé . . . 25

2.7.1.1. La méthodologie tarifaire . . . 25

2.7.1.2. Les tarifs 2004 . . . 25

2.7.1.3. Les tarifs 2005 . . . 25

2.7.1.4. Les tarifs 2006 . . . 27

2.7.1.5. Les modifications du cadre réglementaire . . . 27

2.7.2. La tarification du marché captif . . . .27

2.7.2.1. La méthodologie tarifaire . . . 27

2.7.2.2. L’évolution des tarifs . . . 28

2.8. Les voies de recours contre les décisions de la CREG . . . 28 Rue de l’Industrie, 26-38 • 1040 Bruxelles

Tél. +32 (0)2 289.76.11 • Fax +32 (0)2 289.76.09 E-mail: info@creg.be • www.creg.be

COMMISSION DE RÉGULATION DE L’ÉLECTRICITÉ ET DU GAZ • RAPPORT ANNUEL 2005

PARTIE 2 : L’ÉVOLUTION DU MARCHÉ DU GAZ NATUREL . . . 29

1. Le marché européen du gaz naturel . . . 31

1.1. Le Règlement 1775/2005 . . . 31

1.2. Le rapport de la Commission européenne . . . 31

1.3. Le European Gas Regulatory Forum . . . 31

2. Le marché belge du gaz naturel . . . 32

2.1. L’ouverture du marché belge du gaz naturel . . . 32

2.2. La demande de gaz naturel . . . 32

2.2.1. L’évolution de la consommation . . . 32

2.2.2. La vente par secteur et par segment de prélèvement . . . 33

2.3. La fourniture de gaz naturel . . . 34

2.3.1. Les entreprises de fourniture . . . 34

2.3.2. La fixation des prix par les fournisseurs par défaut . . . 34

2.3.3. Les prix maximaux . . . 35

2.4. La liquidité du marché de gros . . . 36

2.4.1. L’interaction entre le marché belge et le marché du gaz en transit . . . 36

2.4.2. La liquidité du hub de Zeebrugge . . . 36

2.4.3. La mise en oeuvre du plan indicatif d’approvisionnement en gaz naturel 2004-2014 . . . 36

2.5. L’approvisionnement en gaz naturel . . . 37

2.6. Le transport de gaz naturel . . . 38

2.6.1. Les autorisations de transport de gaz naturel . . . 38

2.6.2. La gestion du réseau de transport . . . 38

2.6.2.1. La désignation des gestionnaires de réseau de transport . . . 38

2.6.2.2. Le code de bonne conduite . . . 38

2.6.3. Les tarifs de transport . . . 39

2.6.3.1. La méthodologie tarifaire . . . 39

2.6.3.2. Les tarifs 2004 . . . 39

2.6.3.3. Les tarifs 2005 . . . 39

2.6.3.4. Les tarifs 2006 . . . 42

2.6.3.5. Les modifications du cadre réglementaire . . . 42

2.6.4. Le programme indicatif de transport . . . 43

2.6.5. Le code du réseau . . . 44

2.7. La distribution de gaz naturel . . . 44

2.7.1. La tarification du marché libéralisé . . . 44

2.7.1.1. La méthodologie tarifaire . . . 44

2.7.1.2. Les tarifs 2004 . . . 44

2.7.1.3. Les tarifs 2005 . . . 45

2.7.1.4. Les tarifs 2006 . . . 46

2.7.1.5. Les modifications du cadre réglementaire . . . 47

2.7.2. La tarification du marché captif . . . 47

2.7.2.1. La méthodologie tarifaire . . . 47

2.7.2.2. L’évolution des tarifs . . . 48

2.8. Les voies de recours contre les décisions de la CREG . . . 48

PARTIE 3 : LA COMMISSION DE RÉGULATION DE L’ÉLECTRICITÉ ET DU GAZ (CREG) . . . 49

1. Les missions de la CREG . . . 51

2. Les organes de la CREG . . . 51

2.1. Le Conseil général . . . 51

2.2. Le Comité de direction . . . 55

3. Le personnel de la CREG . . . 57

4. La collaboration avec d’autres instances . . . 58

4.1. La CREG et la Commission européenne . . . 58

4.2. La CREG au sein du CEER . . . 58

4.3. La CREG au sein de l’ERGEG . . . 58

4.4. La CREG et les régulateurs régionaux . . . 59

4.5. La CREG et le Service de la concurrence et le corps des rapporteurs . . . 59

4.6. Le Multimédia Contact Center . . . 59

4.7. Le Comité National de l’Énergie . . . 59

5. Les finances de la CREG . . . 60

5.1. La cotisation fédérale . . . 60

5.1.1. Le fonds CREG . . . 60

5.1.2. Le fonds social énergie . . . 60

5.1.3. Le fonds dénucléarisation . . . 60

5.1.4. Le fonds gaz à effet de serre . . . 60

5.1.5. Le fonds clients protégés . . . 61

5.1.6. Le fonds de compensation de la perte de revenus des communes . . . 61

5.2. Les comptes 2005 . . . 61

5.3. Le rapport du reviseur d’entreprises sur l’exercice écoulé au 31 décembre 2005 . . . 64

6. La liste des actes de la CREG au cours de l’année 2005 . . . 65

LISTE DES TABLEAUX

2. Fourniture à la clientèle raccordée aux réseaux dont la tension est supérieure à 70 kV pour l’année 2005 . . . . 9

3. Production nette d’énergie électrique des entreprises électriques sur le marché belge en 2005 . . . 13

4. Qualification des acteurs du marché et durée de l’enchère par type de produit sur la période 2003-2005 . . . 15

5. Évolution du coût de transport de l’électricité, hors surcharges et hors TVA, pour différents niveaux de tension . . . . 23

6. Tarifs de distribution approuvés ou fixés provisoirement par la CREG en 2004 et 2005 . . . 26

7. Évolution de la facturation annuelle sur le marché captif entre 2001 et 2005, hors surcharges et hors TVA . . . 28

8. Répartition sectorielle de la demande belge de gaz naturel entre 2001 et 2005 . . . 33

9. Entreprises de fourniture de gaz naturel en 2005 . . . 35

10. Tarifs d’acheminement de gaz naturel à destination du marché national en 2005, hors surcharges et hors TVA . . . 40

11. Évolution des tarifs d’acheminement entre 2002 et 2005 . . . 41

12. Tarifs de stockage de gaz naturel en 2004 et 2005, hors surcharges et hors TVA . . . 42

13. Tarifs de terminalling GNL en 2004 et 2005, hors surcharges et hors TVA . . . 42

14. Tarifs de distribution approuvés ou fixés provisoirement par la CREG en 2004 et 2005 . . . 45

15. Évolution de la facturation annuelle sur le marché captif entre 2001 et 2005, hors surcharges et hors TVA . . . 48

16. Membres du Conseil général au 31 décembre 2005 . . . 52

17. Directions et personnel de la CREG au 31 décembre 2005 . . . 57

18. Compte de résultats au 31 décembre 2005 . . . 62

19. Bilan au 31 décembre 2005 . . . 63

LISTE DES FIGURES

2. Capacités mises aux enchères et produits vendus par type de produit VPP sur la période 2003- 2005 . . . 14

3. Profil de la capacité cumulée exerçable par trimestre . . . 14

4. Évolution de l’énergie électrique produite et des émissions de CO₂ (scénario S2, Belgique autonome) . . . 16

5. Actionnariat d’ELIA . . . 18

6. Évolution de la capacité allouée sur base mensuelle à la frontière franco-belge, depuis la France vers la Belgique, sur la période 2003-2005 . . . 21

7. Évolution des coûts contrôlables de distribution entre 2003 et 2005 . . . 26

8. Évolution de la consommation de gaz naturel par secteur durant la période 1990-2005 . . . 32

9. Répartition sectorielle de la demande belge de gaz H et de gaz L en 2005 . . . 33

10. Consommation par tranche de dix clients directs industrie en 2005, par ordre décroissant des volumes consommés . . 33

11. Répartition de l’approvisionnement par zone d’entrée en 2005 . . . 37

12. Composition du portefeuille d’approvisionnement agrégé des fournisseurs actifs en Belgique en 2005 . . . 37

13. Comparaison des tarifs moyens d’acheminement pour les pays d’Europe de l’Ouest . . . 41

14. Résultats des mesures d’efficacité selon la méthode DEA . . . 47

Éditeur responsable Bernard LACROSSE Rue de l’Industrie, 26-38

1040 Bruxelles

Conception graphique et mise en page www.inextremis.be

PARTIE 2 : L’ÉVOLUTION DU MARCHÉ DU GAZ NATUREL . . . 29

1. Le marché européen du gaz naturel . . . 31

1.1. Le Règlement 1775/2005 . . . 31

1.2. Le rapport de la Commission européenne . . . 31

1.3. Le European Gas Regulatory Forum . . . 31

2. Le marché belge du gaz naturel . . . 32

2.1. L’ouverture du marché belge du gaz naturel . . . 32

2.2. La demande de gaz naturel . . . 32

2.2.1. L’évolution de la consommation . . . 32

2.2.2. La vente par secteur et par segment de prélèvement . . . 33

2.3. La fourniture de gaz naturel . . . 34

2.3.1. Les entreprises de fourniture . . . 34

2.3.2. La fixation des prix par les fournisseurs par défaut . . . 34

2.3.3. Les prix maximaux . . . 35

2.4. La liquidité du marché de gros . . . 36

2.4.1. L’interaction entre le marché belge et le marché du gaz en transit . . . 36

2.4.2. La liquidité du hub de Zeebrugge . . . 36

2.4.3. La mise en oeuvre du plan indicatif d’approvisionnement en gaz naturel 2004-2014 . . . 36

2.5. L’approvisionnement en gaz naturel . . . 37

2.6. Le transport de gaz naturel . . . 38

2.6.1. Les autorisations de transport de gaz naturel . . . 38

2.6.2. La gestion du réseau de transport . . . 38

2.6.2.1. La désignation des gestionnaires de réseau de transport . . . 38

2.6.2.2. Le code de bonne conduite . . . 38

2.6.3. Les tarifs de transport . . . 39

2.6.3.1. La méthodologie tarifaire . . . 39

2.6.3.2. Les tarifs 2004 . . . 39

2.6.3.3. Les tarifs 2005 . . . 39

2.6.3.4. Les tarifs 2006 . . . 42

2.6.3.5. Les modifications du cadre réglementaire . . . 42

2.6.4. Le programme indicatif de transport . . . 43

2.6.5. Le code du réseau . . . 44

2.7. La distribution de gaz naturel . . . 44

2.7.1. La tarification du marché libéralisé . . . 44

2.7.1.1. La méthodologie tarifaire . . . 44

2.7.1.2. Les tarifs 2004 . . . 44

2.7.1.3. Les tarifs 2005 . . . 45

2.7.1.4. Les tarifs 2006 . . . 46

2.7.1.5. Les modifications du cadre réglementaire . . . 47

2.7.2. La tarification du marché captif . . . 47

2.7.2.1. La méthodologie tarifaire . . . 47

2.7.2.2. L’évolution des tarifs . . . 48

2.8. Les voies de recours contre les décisions de la CREG . . . 48

PARTIE 3 : LA COMMISSION DE RÉGULATION DE L’ÉLECTRICITÉ ET DU GAZ (CREG) . . . 49

1. Les missions de la CREG . . . 51

2. Les organes de la CREG . . . 51

2.1. Le Conseil général . . . 51

2.2. Le Comité de direction . . . 55

3. Le personnel de la CREG . . . 57

4. La collaboration avec d’autres instances . . . 58

4.1. La CREG et la Commission européenne . . . 58

4.2. La CREG au sein du CEER . . . 58

4.3. La CREG au sein de l’ERGEG . . . 58

4.4. La CREG et les régulateurs régionaux . . . 59

4.5. La CREG et le Service de la concurrence et le corps des rapporteurs . . . 59

4.6. Le Multimédia Contact Center . . . 59

4.7. Le Comité National de l’Énergie . . . 59

5. Les finances de la CREG . . . 60

5.1. La cotisation fédérale . . . 60

5.1.1. Le fonds CREG . . . 60

5.1.2. Le fonds social énergie . . . 60

5.1.3. Le fonds dénucléarisation . . . 60

5.1.4. Le fonds gaz à effet de serre . . . 60

5.1.5. Le fonds clients protégés . . . 61

5.1.6. Le fonds de compensation de la perte de revenus des communes . . . 61

5.2. Les comptes 2005 . . . 61

5.3. Le rapport du reviseur d’entreprises sur l’exercice écoulé au 31 décembre 2005 . . . 64

6. La liste des actes de la CREG au cours de l’année 2005 . . . 65

LISTE DES TABLEAUX

2. Fourniture à la clientèle raccordée aux réseaux dont la tension est supérieure à 70 kV pour l’année 2005 . . . . 9

3. Production nette d’énergie électrique des entreprises électriques sur le marché belge en 2005 . . . 13

4. Qualification des acteurs du marché et durée de l’enchère par type de produit sur la période 2003-2005 . . . 15

5. Évolution du coût de transport de l’électricité, hors surcharges et hors TVA, pour différents niveaux de tension . . . . 23

6. Tarifs de distribution approuvés ou fixés provisoirement par la CREG en 2004 et 2005 . . . 26

7. Évolution de la facturation annuelle sur le marché captif entre 2001 et 2005, hors surcharges et hors TVA . . . 28

8. Répartition sectorielle de la demande belge de gaz naturel entre 2001 et 2005 . . . 33

9. Entreprises de fourniture de gaz naturel en 2005 . . . 35

10. Tarifs d’acheminement de gaz naturel à destination du marché national en 2005, hors surcharges et hors TVA . . . 40

11. Évolution des tarifs d’acheminement entre 2002 et 2005 . . . 41

12. Tarifs de stockage de gaz naturel en 2004 et 2005, hors surcharges et hors TVA . . . 42

13. Tarifs de terminalling GNL en 2004 et 2005, hors surcharges et hors TVA . . . 42

14. Tarifs de distribution approuvés ou fixés provisoirement par la CREG en 2004 et 2005 . . . 45

15. Évolution de la facturation annuelle sur le marché captif entre 2001 et 2005, hors surcharges et hors TVA . . . 48

16. Membres du Conseil général au 31 décembre 2005 . . . 52

17. Directions et personnel de la CREG au 31 décembre 2005 . . . 57

18. Compte de résultats au 31 décembre 2005 . . . 62

19. Bilan au 31 décembre 2005 . . . 63

LISTE DES FIGURES

2. Capacités mises aux enchères et produits vendus par type de produit VPP sur la période 2003- 2005 . . . 14

3. Profil de la capacité cumulée exerçable par trimestre . . . 14

4. Évolution de l’énergie électrique produite et des émissions de CO₂ (scénario S2, Belgique autonome) . . . 16

5. Actionnariat d’ELIA . . . 18

6. Évolution de la capacité allouée sur base mensuelle à la frontière franco-belge, depuis la France vers la Belgique, sur la période 2003-2005 . . . 21

7. Évolution des coûts contrôlables de distribution entre 2003 et 2005 . . . 26

8. Évolution de la consommation de gaz naturel par secteur durant la période 1990-2005 . . . 32

9. Répartition sectorielle de la demande belge de gaz H et de gaz L en 2005 . . . 33

10. Consommation par tranche de dix clients directs industrie en 2005, par ordre décroissant des volumes consommés . . 33

11. Répartition de l’approvisionnement par zone d’entrée en 2005 . . . 37

12. Composition du portefeuille d’approvisionnement agrégé des fournisseurs actifs en Belgique en 2005 . . . 37

13. Comparaison des tarifs moyens d’acheminement pour les pays d’Europe de l’Ouest . . . 41

14. Résultats des mesures d’efficacité selon la méthode DEA . . . 47

Éditeur responsable Bernard LACROSSE Rue de l’Industrie, 26-38

1040 Bruxelles

Conception graphique et mise en page www.inextremis.be

RAPPORT ANNUEL 2005

COMMISSION DE RÉGULATION DE L’ÉLECTRICITÉ ET DU GAZ

ÉLECTRICITÉ

Comme ces dernières années, la CREG a tout mis en œuvre en 2005 pour contribuer de manière optimale à la libéralisation du marché de l’électricité et du gaz. Les tarifs de réseau ont donc continué à baisser; les droits prioritaires des contrats électriques historiques ont été supprimés; la capacité d’interconnexion entre les réseaux de transport belge et français a été sensiblement accrue; un mécanisme conforme au marché pour l’allocation de cette capacité a été mis en place provisoirement dans l’attente d’une analyse plus approfondie dans la perspective de son optimisation; un premier programme indicatif de transport de FLUXYS pour 2006 a été introduit; etc.

Les glissements de parts de marché, en termes de production d’électricité et de fourniture d’électricité et de gaz naturel pour 2005, ne peuvent néanmoins pas être qualifiés de spectaculaires. Le rapport élaboré par London Economics à l’initiative du Conseil général de la CREG avait déjà souligné le problème en 2004: la con- centration, l’intégration verticale et l’absence connexe de transparence et de liquidité sur le marché de l’élec- tricité, qui reste aujourd’hui de dimension essentiellement nationale, constituent des entraves importantes au fonctionnement de ce marché. Concomitamment, la Commission européenne, dans son étude sectorielle initiée en 2005, et l’Agence internationale de l’énergie, dans son aperçu consacré à la Belgique pour 2005, ont confirmé ces constats pour l’électricité et les ont élargis pour le gaz naturel.

Les compétences actuelles de la CREG ne lui permettent pas de remédier à ces problèmes. L’Agence interna- tionale de l’énergie plaide notamment pour que la CREG se voie attribuer les compétences nécessaires pour lui permettre d’empêcher tout comportement anticoncurrentiel et d’intervenir sur le marché. La CREG ne man- querait pas de relever ce défi si elle devait y être invitée. Ces mesures, même si elles étaient mises en œuvre, ne seraient toutefois pas suffisantes. L’objectif ultime de la libéralisation du marché de l’électricité et du gaz est la création d’un vaste marché intérieur européen. L’enquête sectorielle de la Commission européenne démon- tre en outre que chaque État membre de l’Union est confronté aux mêmes problèmes. La conclusion est dès lors toute indiquée: ces questions requièrent une approche européenne. Il est temps que l’Union européenne mène une politique permettant de remédier de manière durable aux problèmes structurels des marchés de l’électricité et du gaz, tels que la concentration et l’intégration verticale.

Christine Vanderveeren

Président du Comité de direction

Message de la présidence

L’évolution du marché

de l’électricité

ÉLECTRICITÉ

ÉLECTRICITÉ 1.1. Le rapport de la Commission européenne

Conformément aux directives électricité¹ et gaz², la Commission européenne a publié, le 15 novembre 2005, le rapport sur l’état d’avancement de la création du marché intérieur du gaz et de l’électricité³ en concertation notam- ment avec le Groupe des régulateurs européens dans le domaine de l’électricité et du gaz (ERGEG⁴).

Le rapport souligne un certain nombre de lacunes faisant obstacle à une concurrence effective. Il indique que la con- currence transfrontalière n’est pas encore suffisamment développée pour offrir aux consommateurs de l’électricité et du gaz naturel une alternative réelle aux fournisseurs éta- blis. Ceci s’exprime par l’absence de convergence des prix dans l’Union européenne et le bas niveau des échanges transfrontaliers. En ce qui concerne le marché de l’élec- tricité, le problème réside au niveau d’une interconnexion souvent insuffisante entre les États membres. Quant au marché du gaz, il continue de souffrir d’un manque de liqui- dité et de capacités de transport. De manière générale, un accès entravé au marché et une mauvaise utilisation des infrastructures existantes sont cités comme des facteurs entravant la concurrence transfrontalière.

Étant donné qu’il est encore trop tôt pour pouvoir juger des résultats de la mise en oeuvre des directives électri- cité et gaz, la Commission européenne déclare que les États membres doivent de toute urgence transposer les di- rectives concernées et veiller à l’application effective des mesures législatives et réglementaires avant que des con- clusions définitives ne puissent être tirées au sujet de la né- cessité de mesures législatives supplémentaires au niveau européen. D’ici la fin 2006, la Commission européenne évaluera, pour chaque État membre, l’efficacité des mesu- res prises en termes d’ouverture du marché.

Dans ce cadre, les premiers résultats de l’enquête de la Commission européenne sur la concurrence dans le sec- teur de l’énergie confirment et complètent les conclusions de son rapport sur le fonctionnement du marché européen de l’énergie. Les réponses à l’enquête sectorielle ont no- tamment permis de recenser, à ce stade, cinq cas de dys- fonctionnement:

• les marchés de l’électricité et du gaz demeurent concentrés dans de nombreux États membres offrant ainsi aux fournisseurs historiques la possibilité d’influer sur les prix;

• nombre de marchés de gros manquent de liquidité en raison de contrats à long terme (gaz naturel) ou en raison d’une in- tégration verticale importante entre la production et le mar- ché de détail, ce qui limite le développement des marchés de gros (électricité); par ailleurs, il n’y a pas de dissociation suffisante entre la fourniture et les activités de réseau;

• les entraves au commerce transfrontalier d’électricité et de gaz naturel freinent le développement de marchés énergétiques intérieurs intégrés;

• le manque de transparence des marchés avantage les fournisseurs historiques et défavorise la position des nouveaux venus; ce manque de transparence suscite par ailleurs la méfiance;

• tant les entreprises que les consommateurs ont une con- fiance limitée dans les mécanismes de formations des prix sur les marchés de gros pour le gaz naturel et l’électricité; de plus, les prix ont également considérablement augmenté.

1. Le marché européen de l’électricité

1 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.

2 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.

3 Communication COM(2005) 568 final de la Commission au Conseil et au Parlement euro- péen, Rapport sur l’état d’avancement de la création du marché intérieur du gaz et de l’électricité, 15 novembre 2005.

4 Partie 3, point 4.3., du présent rapport.

ÉLECTRICITÉ

5 Point 1.1. ci-dessus et Partie 3, point 4.1., du présent rapport.

6 Rapport annuel 2004, Partie 2, point 3.2.2.

7 Propre estimation faite sur la base des fournitures en 2003.

8 Article 2 de l’arrêté du Gouvernement wallon du 21 avril 2005 relatif à l’ouverture totale des marchés de l’électricité et du gaz (Moniteur belge du 6 mai 2005).

9 Article 27 du décret du 12 avril 2001 relatif à l’organisation du marché régional de l’élec- tricité.

10 Article 33 de l’ordonnance du 1^er avril 2004 relative à l’organisation du marché du gaz en Région de Bruxelles-Capitale, concernant des redevances de voiries en matière de gaz et d’électricité et portant modification de l’ordonnance du 19 juillet 2001 relative à l’organisation du marché de l’électricité en Région de Bruxelles-Capitale.

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

12 Rapport annuel 2004, Partie 2, point 3.2.1.

2. Le marché belge de l’électricité

2.1. L’ouverture du marché belge de l’électricité En 2005, la proportion de la demande d’électricité éligible était identique à celle observée fin 2004⁶. Ainsi, 91%⁷ de la demande globale belge d’électricité ont pu être fournis librement par un fournisseur au choix, ce qui représente un volume de près de 79 TWh.

A ce jour, seuls les clients résidentiels de la basse tension en Région wallonne et en Région de Bruxelles-Capitale ne bénéficient pas encore du statut de client éligible.

En Région wallonne, les clients résidentiels pourront choisir librement leur fournisseur au 1^er janvier 2007⁸. Les clients finals qui se fournissent exclusivement auprès des fournis- seurs verts sont néanmoins déjà éligibles⁹.

En Région de Bruxelles-Capitale, le gouvernement doit encore fixer la date à laquelle les clients résidentiels seront éligibles;

cette date ne peut être ni antérieure au 1^er janvier 2007 ni postérieure au 1^er juillet 2007¹⁰.

Au niveau européen, la Belgique se situait, à la date du 5 janvier

1.2. Le European Electricity Regulatory Forum La douzième réunion du European Electricity Regulatory Forum, qui est une plate-forme de concertation visant à la création d’un marché intérieur d’électricité, s’est déroulée les 1^er et 2 septembre 2005 à Florence et a rassemblé, outre des représentants des candidats Etats membres et de la Suisse, des représentants de la Commission européenne, des régulateurs européens et des États membres.

Le Commissaire européen à l’Énergie, Andris PIEBALGS, y a notamment présenté une évaluation du marché euro- péen de l’électricité concluant que nombre d’affaires de- vaient encore être traitées même si d’énormes progrès ont été accomplis. Il a également mentionné l’enquête secto-

rielle en matière de concurrence lancée en juin 2005 par la Commission européenne⁵.

La Commission européenne a de son côté présenté les résultats des miniforums et a annoncé une nouvelle série en 2006. Elle a aussi commenté la directive en matière de sécurité d’approvisionnement pour l’électricité.

Suite à la remise de l’avis en 2005 du Groupe des régula- teurs européens dans le domaine de l’électricité et du gaz (ERGEG) sur les lignes directrices relatives d’une part à la gestion des congestions et d’autre part aux tarifs de trans- port, la Commission européenne a été en mesure d’annon- cer son intention d’adopter ces deux lignes directrices.

2005, au deuxième rang des marchés d’électricité léga- lement ouverts à la concurrence au sein de la zone euro- péenne¹¹.

2.2. L’énergie électrique appelée

L’énergie électrique appelée, c’est-à-dire la consom- mation nette plus les pertes de réseaux, s’est élevée à 87.075 GWh en 2005, soit une diminution de 0,6% par rapport à 2004. Malgré cette légère diminution, la pointe de puissance appelée a légèrement augmenté en 2005.

Au niveau sectoriel, l’industrie comptabilise presque la moitié de la consommation totale d’énergie électrique en Belgique. La consommation résidentielle et la consomma- tion du commerce et des services publics représentent pour leur part plus d’un cinquième de la consommation totale d’énergie électrique¹².

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ÉLECTRICITÉ 2.3. La fourniture d’électricité

2.3.1. L’activité de founiture d’électricité

En ce qui concerne la répartition de l’activité de fournitu- re entre ELECTRABEL S.A. et les autres fournisseurs¹³, le tableau 2 indique qu’en 2005 une consommation totale de 2.034,9 GWh, soit 14,2% du total de l’énergie prélevée, a été fournie par les fournisseurs concurrents de l’opéra- teur historique aux sites de consommation raccordés aux réseaux dont la tension est supérieure à 70 kV ou, de ma- nière équivalente, au réseau de transport auquel s’applique le règlement technique fédéral¹⁴.

Le volume total de l’énergie prélevée par les clients finals du réseau de transport est passé de 15.667,4 GWh en 2004 à 14.358,0 GWh en 2005, notamment à la suite de fournitures faites dans le cadre d’une production locale.

La part de l’énergie prélevée via le réseau de transport de ELECTRABEL S.A. a ainsi augmenté, passant de 85,1% en 2004 à 85,8% en 2005. Trois sites de consommation ali- mentés par le réseau de transport sont passés en 2005 d’un fournisseur vers un autre appartenant cependant au même groupe industriel.

Par ailleurs, dans le cadre de sa compétence de proposition d’autorisation en vue de la fourniture d’électricité aux clients raccordés au réseau de transport belge, le Comité de direc- tion a reçu en 2005 quatre demandes individuelles d’autori- sation introduites respectivement par EDF BELGIUM S.A., RWE KEY ACCOUNT GmbH, ESSENT BELGIUM N.V. et E.ON SALES & TRADING GmbH. Le Comité de direction a ré- servé une suite favorable à l’ensemble de ces quatre deman- des en émettant, pour chacune d’entre elles, une proposition d’octroi¹⁵. Toutes ces propositions ont été suivies par un arrêté ministériel d’octroi¹⁶. Le nombre croissant de fournisseurs po-

tentiellement actifs devrait ainsi améliorer la concurrence sur ce segment de marché.

Dans le même temps, le Comité de direction a également reçu une demande de retrait de l’autorisation de fourniture d’électricité accordée à EDF S.A. qui avait transféré le 1^er sep- tembre 2005 l’ensemble de ses activités de fourniture à sa filiale belge EDF BELGIUM S.A. Cette demande a donné lieu à une proposition de retrait¹⁷ de la part du Comité de direction qui a été suivie par un arrêté ministériel du 16 décembre 2005¹⁸ abrogeant l’arrêté ministériel du 14 janvier 2004 portant octroi à EDF S.A. d’une autorisation de fourniture d’électricité.

2.3.2. La fixation des prix par les fournisseurs par défaut

En mars 2005, le Comité de direction a réalisé, d’initiative, deux études¹⁹ examinant les différences entre les prix ap- pliqués par les deux principaux fournisseurs par défaut, ELECTRABEL CUSTOMER SOLUTIONS S.A. (ci-après: ECS) et LUMINUS S.A. à l’égard de leurs clients actifs et de leurs clients standard en Flandre, à Bruxelles et en Wallonie. Le Comité de direction a prié ECS et LUMINUS S.A. de revoir sérieusement leur politique de prix sur le marché de la fourni-

ture d’électricité aux clients business ou, au moins, pour LUMINUS S.A., de fournir plus d’informations à ce sujet et d’améliorer la four- niture d’informations aux clients retail.

En avril 2005, d’une part, ECS s’est déclarée prête à adapter sa fixation de prix conformément aux ob- jections formulées par le Comité de direction et, d’autre part, LUMINUS S.A. a trans- mis des informations complémentaires au sujet de sa fixa- tion de prix. Suite à cela, le Comité de direction a publié une nouvelle étude²⁰ en juin 2005 relative aux différences entre les prix appliqués par ECS à l’égard de ses clients actifs et de ses clients standard. Il y dresse notamment un aperçu du déroulement complet et des principales conclusions de cet examen depuis le début de l’année 2004. Le Comité de direction a conclu que les écarts de prix constatés étaient licites.

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13 Sur base des données fournies par ELIA.

14 Partie 1, point 2.6.2.2., du présent rapport.

15 Propositions (E)050608-CDC-439, (E)050608-CDC-442, (E)050908-CDC-456 et (E)051117-CDC-489.

16 Arrêté ministériel du 1^er juillet 2005 (Moniteur belge du 4 août 2005); arrêté ministériel du 1^er août 2005 (Moniteur belge du 26 août 2005); arrêté ministériel du 21 octobre 2005 (Moniteur belge du 18 novembre 2005) et arrêté ministériel du 16 décembre 2005 (Moniteur belge du 10 mars 2006).

17 Proposition (E)051103-CDC-487.

18 Moniteur belge du 10 mars 2006.

19 Etudes (F)050317-CDC-414 et (F)050317-CDC-415.

20 Etude (F)050602-CDC-441.

ÉLECTRICITÉ

Par analogie, le Comité de direction a également rédigé en juin 2005 une étude²¹ relative aux différences entre les prix appliqués par LUMINUS S.A. à l’égard de ses clients ac- tifs et de ses clients standard, laquelle offre également un aperçu du déroulement complet et des principales conclu- sions de cet examen depuis le début de l’année 2004. Le Comité de direction a estimé que les écarts de prix les plus récents pouvaient être justifiés par les informations com- plémentaires transmises et qu’ils ne constituaient pas une infraction au droit de la concurrence ou au droit commercial mais a tout de même rejeté les écarts de prix importants et prié LUMINUS S.A. de revoir rapidement ses prix standard.

En juillet 2005, LUMINUS S.A. a fait savoir qu’elle allait tenir compte des observations formulées dans l’étude. A ce jour, le Comité de direction n’a reçu aucune information complémentaire à ce sujet de la part de LUMINUS S.A.

2.3.3. Les prix maximaux

En ce qui concerne les prix maximaux pour la fourniture d’électricité aux clients protégés résidentiels, l’arrêté royal du 27 janvier 2005²² fixe le montant, pour 2005, du fonds destiné au financement du coût réel résultant de l’applica- tion de prix maximaux pour la fourniture d’électricité auxdits clients à 25.440.000 €.

Suite à une demande du Ministre de l’Energie d’examiner le phénomène constaté selon lequel dans certains cas les tarifs sociaux (tant pour l’électricité que pour le gaz) sont supérieurs aux tarifs dits normaux, le Comité de direction a approuvé, le 14 juillet 2005, une note contenant plusieurs pistes possibles pour apporter une solution structurelle à ce problème. Le Conseil général s’est également prononcé sur la question²³. Dans l’attente d’une solution structurelle, le Comité de direction a proposé une solution ponctuelle au Ministre de l’Énergie devant éviter qu’une telle situation ne se reproduise.

En ce qui concerne les prix maximaux à appliquer par les gestionnaires des réseaux de distribution aux clients finals non protégés dont le contrat de fourniture a été résilié, les règles de fixation de ceux-ci ont été déterminées dans l’ar- rêté ministériel du 1^er juin 2004²⁴. Celui-ci prévoit que les gestionnaires des réseaux de distribution doivent assurer l’approvisionnement de ces clients, suivant la réglementa- tion régionale applicable, aux prix maximaux fixés comme suit: Prix de l’énergie + Tarif du réseau de transport + Tarif du réseau de distribution + Marge. La marge est un montant qui est additionné aux trois premiers termes de la formule si la somme de ceux-ci est inférieure à la moyenne des prix

les plus récents annoncés par les fournisseurs dans la zone d’alimentation du gestionnaire de réseau de distribution pour une catégorie semblable de clients. Cette marge, qui doit être calculée deux fois par an, est dans ce cas égale à la différence entre la moyenne mentionnée ci-dessus et la somme des trois premiers termes de la formule. Dans tous les autres cas, cette marge est nulle.

En application de l’arrêté ministériel précité, le Comité de direction a par ailleurs fixé²⁵ des règles complémentaires pour le calcul de cette marge, à savoir les fournisseurs que les gestionnaires des réseaux de distribution doivent pren- dre en considération pour le calcul de la moyenne et les clients-types pour lesquels ils doivent calculer une marge.

Le Comité de direction a décidé que, pour le calcul de la marge, les gestionnaires des réseaux de distribution de- vaient calculer la moyenne pondérée des prix appliqués par les fournisseurs qui approvisionnent au moins 3% des clients résidentiels dans la région de distribution des ges- tionnaires des réseaux de distribution, pourvu que tous ces fournisseurs ensemble approvisionnent au moins 90% de la même clientèle. Les gestionnaires des réseaux de distri- bution doivent pour cela utiliser les prix appliqués par ces fournisseurs au 1^er juin et au 1^er décembre. Pour fixer une marge basée sur les prix des fournisseurs pour une caté- gorie semblable de clients, le Comité de direction a décidé que les gestionnaires des réseaux de distribution devaient calculer une marge pour deux clients-types (3.500 kWh et 20.000 kWh, y compris une partie en exclusif nuit). Tous les clients résidentiels sont classés dans une des deux catégories selon leur consommation et ceci détermine la marge qui leur sera appliquée.

2.3.4. L’extension du tarif de nuit au week-end Le 6 octobre 2005, le Comité de direction a élaboré, à la demande du Ministre de l’Énergie, une étude relative à l’in- cidence de l’extension du tarif de nuit au week-end pour les utilisateurs du réseau raccordés au réseau basse tension²⁶. Cette étude dresse un récapitulatif de plusieurs points qu’il convient de prendre en considération lors de l’éventuelle introduction du «tarif de week-end». Le Conseil général a par ailleurs émis un avis sur cette étude²⁷.

21 Etude (F)050630-CDC-445.

22 Moniteur belge du 17 février 2005.

23 Partie 3, point 2.1., du présent rapport.

24 Rapport annuel 2004, Partie 2, point 2.9.4.

25 Décision (B)041202-CDC-384.

26 Etude (F)051006-CDC-480.

27 Partie 3, point 2.1., du présent rapport.

ÉLECTRICITÉ 2.4. La liquidité du marché de gros

2.4.1. La création de la bourse belge d’électricité Dans la perspective de la création et de l’organisation de la bourse belge d’électricité, le Comité de direction a rédigé un avis²⁸ relatif au projet d’arrêté royal y afférent, dans lequel il souligne, à l’issue d’une évaluation critique, les risques inhérents au cadre réglementaire proposé. Quatre points sensibles y sont particulièrement développés, à savoir l’in- dépendance du gestionnaire du marché, la réglementation imparfaite de la publication des données du marché, la ma- nière de transférer la tâche consistant à allouer la capacité journalière sur les interconnexions du gestionnaire du ré- seau de transport vers le gestionnaire du marché et enfin le contrôle éventuel des autorités compétentes sur le fonc- tionnement de la bourse d’électricité. Dans son avis²⁹, le Conseil général rejoint l’analyse du Comité de direction.

L’arrêté royal du 20 octobre 2005 relatif à la création et à l’organisation d’un marché belge d’échange de blocs d’énergie³⁰ tient compte de ces deux avis, à l’exception des considérations relatives au contrôle éventuel des autorités compétentes. Les modifications apportées améliorent con- sidérablement la régulation de la bourse d’électricité.

BELPEX S.A., la société destinée à organiser la bourse d’électricité, a été constituée juridiquement le 7 juillet 2005 par ELIA SYSTEM OPERATOR S.A. (ci-après: ELIA), par les bourses d’énergie néerlandaise et française, respecti- vement APX et POWERNEXT, et par le gestionnaire du ré- seau de transport d’électricité néerlandais TenneT.

Le 28 octobre 2005, BELPEX S.A. a introduit auprès du Ministre de l’Énergie son projet de règlement de marché ainsi qu’une demande d’obtention d’un agrément lui pro- curant la qualité de gestionnaire du marché. A l’issue de son examen, le Comité de direction a émis un avis³¹ sur le projet de règlement, dans lequel elle propose le rejet de celui-ci en raison des dispositions trop vagues, incomplè- tes, déséquilibrées ou contraires à l’arrêté royal précité, qu’il contient. La demande d’agrément a pour sa part été considérée comme incomplète par le Comité de direction.

Sur le fond, le Comité de direction a signalé au Ministre que la proposition ne répondait pas à l’exigence formulée à l’article 4, §1^er, 6°, de l’arrêté royal précité selon laquelle les producteurs, intermédiaires ou fournisseurs ne peuvent posséder plus de 10% du capital ou des droits de vote au moyen d’une participation directe ou indirecte dans le can- didat gestionnaire du marché³².

Dotée d’un capital social initial de 3 millions d’euros, la bourse belge d’électricité devrait en principe être opéra- tionnelle courant de l’année 2006. A cet égard, BELPEX S.A. offrira dans un premier temps³³ une plateforme d’élec- tricité pour le négoce d’électricité sur une base day-ahead.

Des produits VPP³⁴ seront également offerts en bourse.

En principe, BELPEX S.A. sera également liée aux bourses d’électricité néerlandaise et française par le biais d’un mé- canisme de couplage de ces trois marchés qui se caracté- rise par une gestion conjointe des transactions opérées sur chacun de ces trois marchés, compte tenu des capacités d’interconnexion disponibles aux frontières. Ce couplage de marché trouve ses avantages dans une liquidité accrue du marché, une meilleure allocation des ressources, une augmentation de l’utilisation de la capacité d’interconnexion journalière aux frontières et dans l’amélioration de la ges- tion des congestions.

2.4.2. La feuille de route sur l’intégration régionale des marchés de l’électricité

Le 5 juillet 2005, les régulateurs français (CRE), hollandais (DTe) et belge (CREG) ont lancé une consultation publique commune concernant l’intégration régionale de ces trois marchés de gros de l’électricité. Cette intégration vise à améliorer la liquidité, la sécurité d’approvisionnement et la stabilité des prix sur les trois marchés, à augmenter la dis- ponibilité des capacités d’échanges entre les trois pays et à en améliorer l’utilisation au bénéfice des consommateurs français, néerlandais et belges.

28 Avis (A)050630-CDC-446.

29 Avis CG130705-023, Partie 3, point 2.1., du présent rapport.

30 Moniteur belge du 26 octobre 2005.

31 Avis (A)051208-CDC-496.

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32 Etude (F)051208-CDC-497.

33 D’autres produits pourront être offerts dans le futur, au fur et à mesure que la bourse d’électricité gagnera en maturité.

34 Partie 1, point 2.4.4., du présent rapport.

ÉLECTRICITÉ

La consultation publique, qui s’est clôturée le 5 septem- bre 2005, a couvert de nombreux sujets dont notamment la commercialisation de la capacité transfrontalière, le cou- plage des marchés organisés, les échanges transfrontaliers aux horizons de temps infra journalier et d’ajustement, la transparence du marché, le pouvoir de marché et la coopé- ration entre régulateurs.

Les contributions des participants à la consultation publique ont permis aux régulateurs de définir une approche commu- ne pour l’intégration régionale progressive des trois marchés.

Cette approche commune a abouti à la publication d’une feuille de route qui définit les différentes étapes à mettre en œuvre en vue de l’intégration régionale des trois marchés.

2.4.3. Le fonctionnement du marché électrique belge

Sur la base notamment d’une étude externe³⁵, le Conseil général de la CREG a émis un avis³⁶ sur le fonctionnement actuel du marché belge de l’électricité, faisant le point sur différents facteurs susceptibles d’influencer le fonction- nement du marché tels que notamment l’intégration ver- ticale des acteurs du marché, la concentration de l’activité de la production, la capacité sur les interconnexions et l’in- térêt de l’équilibrage et des autres services auxiliaires. Le Conseil général se prononce également sur la régulation et son risque inhérent, sur le rôle des sources d’énergie renouvelable et la cogénération, ainsi que sur la formation des prix. L’avis attire enfin l’attention sur le rôle joué par la bourse d’électricité et sur toute mesure favorisant la trans- parence des prix et la liquidité du marché.

2.4.4. La vente aux enchères de capacités virtuelles de production

Le 25 juillet 2005, la CREG a déposé une plainte auprès du Conseil de la concurrence relative à la protection de la concurrence économique pour non-respect par ELECTRABEL S.A. des décisions rendues par le Conseil de la concurrence le 4 juillet 2003³⁷, et en particulier de l’une des conditions sous lesquelles les 1.200 MW doivent être mis par ELECTRABEL S.A. à la disposition de ses concurrents par le biais de ventes aux enchères des VPP. ELECTRABEL S.A.

viole en effet selon la CREG la définition de la notion de

«prix réservé» utilisée dans ces décisions. Dans sa plainte, la CREG demande au Conseil de la concurrence de définir

cette notion dans le sens proposé par la CREG et d’imposer en conséquence certaines contraintes à ELECTRABEL S.A.

Par ailleurs, le Comité de direction a procédé à une éva- luation de la mise en œuvre des VPP au 28 février 2005³⁸, basée, d’une part, sur les résultats des six premières ventes aux enchères de produits VPP et, d’autre part, sur un exa- men du taux d’exercice des produits VPP sur une période de onze mois (du 1^er avril 2004 au 28 février 2005), repré- sentant un volume d’électricité produite de 3.552 GWh.

L’évaluation révèle que 65% des produits VPP ont été acquis par des fournisseurs et 35% par des traders. Le taux d’exer- cice de ces produits VPP s’est élevé à 99% pour les produits de base et à 49% pour les produits de pointe. L’analyse des nominations auprès d’ELIA pour la période sous étude indique également que l’activité des acheteurs de produits VPP sur le hub belge a augmenté de 25% entre le premier et le dernier trimestre de 2004. Il n’a toutefois pas été possible de détermi- ner si les produits VPP ont été destinés au marché belge ou à l’exportation.

Dans son avis³⁹ relatif à l’évaluation faite par le Comité de direction, le Conseil général a invité ce dernier à complé- ter son analyse en y intégrant les résultats de la septième vente aux enchères de mai 2005. La seconde étude qui en découle⁴⁰ indique que 82% des capacités offertes ont ef- fectivement été vendues durant les sept premières enchè- res et que la durée moyenne des produits vendus continue d’augmenter. Alors que le nombre d’acheteurs reste limité à dix au maximum, 60% des produits VPP ont été acquis par des fournisseurs et 40% par des traders.

2.5. La production d’électricité

2.5.1. L’évolution du marché belge de la production La Fédération Professionnelle des Producteurs et Distributeurs d’Électricité de Belgique (FPE) et la Fédération de l’Industrie du Gaz (FIGAZ) ont décidé de regrouper leurs ac- tivités de production et de fourniture au sein de la Fédération Belge des Entreprises Électriques et Gazières (FEBEG). La FEBEG n’est pas en mesure de fournir des statistiques con- cernant l’ensemble du marché de la production belge d’élec- tricité qui ont été publiées dans les rapports précédents de la FPE. En effet, la FEBEG ne peut fournir que des données sur la production de ses membres, dont les producteurs autono- mes⁴¹ et les autoproducteurs⁴² ne font pas partie.

35 Etude ARCG-LE102004 de London Economics relative à la structure et au fonction- nement du marché belge de l’électricité dans une perspective européenne, réali- sée en octobre 2004 à la demande du Conseil général de la CREG et disponible sur www.creg.be.

36 Avis CG270405-020, Partie 3, point 2.1., du présent rapport.

37 Pour les références de ces décisions, voir Rapport annuel 2003, Partie 1, point 2.5.1.

38 Etude (F)050512-CDC-420.

39 Avis AR130705-024.

40 Etude (F)050908-CDC-455.

41 Entreprise ou institution qui, de par son activité principale (par ex. incinération de dé- chets, gestion de cours d’eau), produit de l’énergie électrique destinée à être vendue à un tiers (définition FPE).

42 Entreprise qui, subsidiairement à son activité principale, produit elle-même l’énergie électrique destinée en totalité ou en partie à ses besoins propres (définition FPE).

ÉLECTRICITÉ En 2004, les entreprises électriques membres de la FPE⁴⁴

produisaient 79.348,4 GWh, ce qui représentait plus de 97% de la production totale en Belgique⁴⁵. Le tableau 3 illustre l’énergie électrique produite en 2005 par les centra- les exploitées en Belgique par ELECTRABEL S.A. et SPE S.A., ce qui représente 80.568,7 GWh.

Le marché belge de la production d’électricité a connu en 2005 une évolution ponctuée par les faits marquants sui- vants:

• l’octroi par le Ministre de l’Énergie, sur proposition du Comité de direction, d’une autorisation d’installation de production d’électricité⁴⁶, ce qui devrait augmenter la ca- pacité de production disponible sur le marché belge de la production;

• l’entrée, le 24 juin 2005, des opérateurs étrangers GDF et CENTRICA dans le capital social de SPE S.A., deuxiè- me producteur belge d’électricité, à hauteur de 51%, par le biais d’une filiale commune SEGEBEL S.A.;

• le lancement, le 9 août 2005, de l’offre d’achat et d’échan- ge du groupe français SUEZ sur l’ensemble des titres de sa filiale belge ELECTRABEL S.A. qui n’étaient pas en- core en sa possession. A l’issue de cette opération, clô- turée le 6 décembre 2005, SUEZ détenait près de 99%

d’ELECTRABEL S.A.⁴⁷;

• la décision du gouvernement selon laquelle les sites non utilisés convenant pour la production d’électricité doivent être proposés à la vente aux nouveaux entrants du marché de l’électricité en Belgique, de manière à ce qu’ils puis- sent les utiliser pour installer de nouvelles capacités de production. Cette vente se fera dans un premier temps sur base volontaire. Par la suite, une redevance sur les sites non utilisés qui n’auront pas été vendus sera instaurée.

Dans le cadre de l’offre de SUEZ sur ELECTRABEL S.A., il a été convenu qu’ELECTRABEL S.A. mettrait de tels sites à disposition de manière à permettre la construc- tion d’une nouvelle capacité cumulée de 1.500 MW. La mise en oeuvre de ces mesures est prévue en 2006;

• les ventes aux enchères de produits VPP⁴⁸ par ELECTRABEL S.A.⁴⁹, respectivement les 16 février et 12 mai 2005, au cours desquelles une capacité de res- pectivement 400 MW et 250 MW a été proposée, ré- partie en produits de base et de pointe (figure 2). Les pourcentages de produits vendus au cours de ces deux ventes aux enchères se sont respectivement élevés à 83% et 72%.

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43 Énergie électrique produite par des centrales exploitées par ELECTRABEL S.A. et SPE S.A.

44 Entreprises dont le but essentiel est la production, le transport, la distribution et/ou la fourniture d’énergie électrique (définition FPE).

45 Les données proviennent de la brochure de la FPE - Statistiques 2004.

46 Partie 1, point 2.5.3., du présent rapport.

47 www.suez.com

48 Rapport annuel 2004, Partie 2, point 2.1.5.

49 Partie 1, point 2.4.4., du présent rapport.