2009011602 24 DECEMBRE 2009. - Arrêté ministériel imposant des conditions de prix et de fourniture pour l'approvisionnement en 2010 et en 2011 du réglage secondaire par différents producteurs

§ 1. Les définitions contenues à l'article 2 de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité et à l'article 1er, § 2 de l'arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci sont applicables au présent arrêté.

§ 2. Pour l'application du présent arrêté, on entend par

1° " heures pleines " : les heures comprises entre 7 heures et 21 heures inclus des jours de semaine (du lundi au vendredi);

2° " heures creuses " : les heures comprises entre 22 heures et 6 heures inclus des nuits du dimanche au lundi, du lundi au mardi, du mardi au mercredi, du mercredi au jeudi, du jeudi au vendredi, et du vendredi au samedi;

3° " heures de week-end " : les heures comprises entre 7 heures le samedi et 21 heures inclus le dimanche.

Le présent arrêté s'applique aux sociétés suivantes

- la SA Electrabel, ayant son siège social à 1000 Bruxelles, rue de la Régence 8, inscrit au Registre des entreprises sous le numéro 267922,

- la SA SPE, ayant son siège social à 1000 Bruxelles, rue du Régent 47, inscrit au Registre des entreprises sous le numéro 471811661,

- la société de Droit allemand E.ON Energy Trading SE, ayant son siège social à Holstrasse, 6 - D-40221 Düsseldorf, et dont le numéro d'entreprise est HRB 61123.

La SA Electrabel est tenue de mettre à disposition du gestionnaire du réseau, la SA Elia System Operator

1° pendant toute l'année 2010

- une réserve secondaire égale à un volume de 100 MW disponible pendant 100 % de l'ensemble des heures pleines, des heures creuses et des heures de week-end,

- un complément de réserve secondaire égale à un volume de 53 MW disponible pendant 70 % des heures de week-end.

2° pendant les six premiers mois de l'année 2010 (du 1er janvier au 30 juin inclus)

- un complément de réserve secondaire égale à un volume de 28 MW disponible pendant 70 % des heures pleines et des heures creuses.

3° pendant les six derniers mois de l'année 2010 (du 1er juillet au 31 décembre inclus)

- un complément de réserve secondaire égale à un volume de 6 MW disponible pendant 70 % des heures pleines et des heures creuses.

4° pendant toute l'année 2011

- une réserve secondaire égale à un volume de 100 MW disponible à 100 % de l'ensemble des heures pleines, des heures creuses et des heures de week-end,

- un complément de réserve secondaire égale à un volume de 6 MW disponible pendant 70 % des heures pleines et des heures creuses,

- un complément de réserve secondaire égale à un volume de 53 MW disponible pendant 70 % des heures de week-end.

La SA SPE est tenue de mettre à disposition pendant toute l'année 2010 et toute l'année 2011, au gestionnaire du réseau, la SA Elia System Operator, une réserve secondaire égale à un volume de 19 MW, disponible pendant 90 % des heures pleines et des heures creuses.

La E.ON Energy Trading SE est tenue de mettre à disposition du gestionnaire de réseau, la SA Elia System Operator

1° Pendant les six derniers mois de l'année 2010 (du 1er juillet au 31 décembre inclus)

- une réserve secondaire égale à un volume de 17 MW, disponible pendant 90 % des heures pleines et des heures creuses.

2° Pendant toute l'année 2011

- une réserve secondaire égale à un volume de 17 MW, disponible pendant 90 % des heures pleines et des heures creuses.

Pour l'année 2010, les volumes livrés sont rémunérés aux prix de

- pour les heures pleines et les heures creuses : euro 12,6/MW/h;

- pour les heures de week-end : euro 24/MW/h.

Pour l'année 2011, les volumes livrés sont rémunérés aux prix de

- pour les heures pleines et les heures creuses : euro 15,1/MW/h,

- pour les heures de week-end : euro 34,3/MW/h.

Les conditions déterminées dans le modèle de contrat de réglage secondaire et les conditions générales régissant les contrats de services auxiliaires jointes à l'appel d'offres européen référencé 2009 S 51-074011 auquel a procédé le gestionnaire du réseau, la SA Elia System Operator, le 14 mars 2009 pour la fourniture du réglage secondaire pour l'année 2010, sont d'application à l'approvisionnement visé aux articles 2 à 6 inclus du présent arrêté. Les documents précités sont repris en annexes du présent arrêté.

Les mesures visées dans les articles 2 à 7 du présent arrêté sont adoptées pour une période d'une durée de deux ans, du 1er janvier 2010 jusqu'au 31 décembre 2011, y compris.

La Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz tient compte des prix visés à l'article 6 du présent arrêté lors de la détermination du revenu total nécessaire pour l'exécution des obligations légales et réglementaires incombant au gestionnaire du réseau en application de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité.

Le présent arrêté entre en vigueur le 1er janvier 2010.

Bruxelles, le 24 décembre 2009.

Le Ministre du Climat et de l'Energie,

P. MAGNETTE

ANNEXES.

Art. N1 . Annexe 1.

Les conditions déterminées dans le modèle de contrat de réserve secondaire et les conditions générales jointes à l'appel d'offres européen 2009 S 51-074011 établies par le gestionnaire du réseau, la SA Elia System Operator pour la fourniture du réglage secondaire.

Vu pour être annexé à l'arrêté ministériel du 24 décembre 2009 imposant des conditions de prix et de fourniture pour l'approvisionnement en 2010 et en 2011 de réglage secondaire par différents producteurs.

Bruxelles, le 24 décembre 2009.

Le Ministre du Climat et de l'Energie,

P. MAGNETTE

Art. N2 . Annexe 2. - Contrat de réglage secondaire

(Modèle de contrat non repris pour des raisons techniques, voir M.B. du 31-12-2009, p. 82846-82872)

Art. N3. Annexe 3. - Conditions générales régissant les contrats de services auxiliaires

1. GENERALITES

Domaine d'application

Les présentes Conditions générales sont applicables à tous les Contrats dit de Services auxiliaires (ci-après appelés " Contrats "). Ces Contrats sont

- Contrat pour la coordination de l'appel des unités de production (dénommé " CIPU ");

- Contrat de réglage primaire;

- Contrat de réglage secondaire;

- Contrat de réserve tertiaire;

- Contrat de Black Start;

- Contrat de réglage de la tension et de la Puissance réactive.

Aucune dérogation aux présentes Conditions générales n'est admise sauf dérogation expresse dans les documents essentiels du Marché. Une pareille dérogation n'est, en toute hypothèse, applicable que pour le seul Contrat dans le cadre duquel elle a été convenue.

Définitions

Sous réserve d'une autre spécification à appliquer en vue de réaliser les objectifs du Contrat, sans méconnaître pour autant les dispositions d'ordre public, les concepts définis dans la Loi Electricité, dans le Règlement Technique et dans d'autres dispositions prises en exécution de la Loi Electricité, les objectifs fixés dans le Contrat doivent également être entendus dans le sens de ces définitions légales ou réglementaires.

En conséquence, les définitions suivantes sont valables pour les objectifs du Contrat

" * " : dans une formule mathématique, symbole signifiant " multiplié ";

" / " : dans une formule mathématique, symbole signifiant " divisé ".

" Annexe " : signifie toute annexe aux Contrats;

" ARP chargé du suivi de l'injection " : acteur d'un marché ayant acquis le statut de responsable d'accès par le biais d'un contrat de Responsable d'Accès conclu entre cet acteur du marché et ELIA et qui est désigné comme ARP chargé du suivi de l'injection d'un point d'accès déterminé dans un contrat d'accès;

" Black-out " : une perturbation dans le cadre de laquelle le réseau de transport se retrouve entièrement ou partiellement hors tension;

" Catégorie d'Unités de production " : un ensemble d'Unités de production présentant des caractéristiques techniques et économiques similaires;

" Communication en temps réel " : la communication entre les Parties à l'aide de moyens qui permettent des échanges instantanés;

" Communication hors temps réel " ou " Communication off-line " : communication entre les Parties n'ayant pas lieu en temps réel;

" Conditions Générales " (CG) : Les présentes conditions générales régissant les contrats de services auxiliaires;

" Consigne " : valeur de consigne de la puissance à produire par une Unité de production;

" Contrat " : signifie un des contrats de services auxiliaires tel que précisé à l'article 1.1.;

" Contrats " : terme général désignant les contrats de services auxiliaires tels que précisés à l'article 1.1.;

" Contrat CIPU ou CIPU " : Contrat pour la coordination de l'appel des Unités de Production.

" D " ou " Jour D " : un jour calendrier, aussi appelé " le jour de l'exploitation ";

" D-1 " ou " Jour D-1 " : le jour calendrier précédant le jour D; aussi appelé " le jour avant l'exploitation ";

" D " ou " Decrémental " : un D bid accepté par ELIA. ELIA détermine le volume (en MW) de ce " D " et sa durée. Le prix d'un " D " ( euro ) correspond à la multiplication du prix " D bid " par le volume (en MW) et la durée. Si le volume ou le prix " D bid " varient (par quart d'heure) au cours de la durée déterminée par ELIA, le calcul s'effectue pour chaque quart d'heure séparément et le prix du " D " ( euro ) correspond à la somme des calculs individuels par quart d'heure;

" D bid " ou " Decremental bid " : objet proposé par le Producteur à ELIA présentant trois caractéristiques (par Unité de production et par combustible)

- le volume maximal, à savoir la quantité maximale de puissance, pouvant être activé le jour D par le Producteur à la demande d'ELIA afin de diminuer la quantité de puissance produite par la ou les Unités de production choisies par ELIA.

- le prix (en euro par MWh), à payer par le Producteur à ELIA

- la durée, fixée à un quart d'heure.

" ELIA " : Elia System Operator, le gestionnaire du réseau de transport;

" Forced Outage " : un déclenchement imprévu et imprévisible d'une Unité de production, qui la rend entièrement incapable de produire de l'électricité;

" Fournisseur " : désigne la personne physique ou morale avec qui ELIA SYSTEM OPERATOR a conclu un Marché.

" Fréquence de réglage " : une valeur journalière définie quotidiennement par l'UCTE qui s'élève à 50 Hz ou qui se situe entre 49.99 et 50.01 Hz;

" I " ou " Incrémental " : I bid accepté par ELIA. ELIA détermine le volume (en MW) de ce " I " et sa durée. Le prix d'un " I " ( euro ) correspond à la multiplication du prix " I bid " par le volume (en MW) et la durée. Si le volume ou le prix " I bid " varient (par quart d'heure) au cours de la durée déterminée par ELIA, le calcul s'effectue pour chaque quart d'heure séparément et le prix de l'" I " ( euro ) correspond à la somme des calculs individuels par quart d'heure;

" I bid " ou " Incremental bid " : objet proposé par le Producteur à ELIA présentant trois caractéristiques (par Unité de production et par combustible)

- le volume maximal, à savoir la quantité maximale de puissance (en MW), pouvant être activé le jour D par le Producteur à la demande d'ELIA afin d'augmenter la quantité de puissance produite par les Unités de production choisies par ELIA.

- le prix (en euro par MWh), à payer par ELIA au Producteur

- la durée, fixée à un quart d'heure.

" Injection nette " : injection (puissance ou énergie) de l'alternateur d'une Unité de production réduite de la consommation (puissance ou énergie) des services auxiliaires de cette Unité de production. Pour des sites destinés à la production d'électricité, cela correspond à la production nette du site, mais pas pour des sites avec une Unité de Production locale.

" Jour ouvrable " : un jour calendrier à l'exception du samedi, du dimanche et des jours fériés légaux belges

" Loi Electricité " : la loi du 29 avril 1999 relative l'organisation du marché de l'électricité, telle que modifiée le cas échéant;

" Loi du 2 août 2002 " : la loi du 2 août 2002 concernant la lutte contre le retard de paiement dans les transactions commerciales ( Moniteur belge du 7 août 2002, p. 34281);

" Marché " : désigne l'accord entre ELIA SYSTEM OPERATOR (ci-après appelé " Elia ") et le Fournisseur par lequel celui-ci s'engage à fournir à ELIA le/les service(s) convenu(s), matérialisé par les pièces constitutives listées à l'article 2.1. des présentes Conditions générales;

" Mois M " : un mois calendrier;

" Mois M-1 " : le mois calendrier précédent le mois M;

" MVAr " : Mega Volt Ampère réactif, l'Unité dans laquelle est exprimée la Puissance réactive;

" MW " : mégawatt;

" Partie " : ELIA ou le Fournisseur, collectivement appelées les " Parties ";

" Période " : heures de pointe, heures creuses ou le week-end

(Tableau non repris pour des raisons techniques, voir M.B. du 31-12-2009, p. 82903)

" Point d'accès " : le lieu physique et le niveau de tension du point où a lieu l'accès au réseau de transport;

" Point d'injection " : un point d'accès où la puissance est injectée dans le réseau de transport;

" Puissance active " : la puissance électrique qui peut être transformée en d'autres formes de puissance, telles que mécanique, thermique ou acoustique.

" Puissance réactive " : la puissance électrique nécessaire pour la construction de champs magnétiques (par exemple dans les moteurs et transformateurs) ou de champs électriques (par exemple dans les condensateurs). La quantité est égale à 3 U I sinus(phi), où U et I sont les valeurs effectives des composantes fondamentales de l'onde de tension (entre une phase et la terre) et de l'onde de courant (dans cette phase), et où phi traduit le déphasage entre les composantes fondamentales de l'onde de tension et de l'onde de courant;

" Programme d'accès journalier " : le programme journalier qui contient les informations nécessaires au sujet de l'accès au Réseau de transport pour un jour donné. Ces informations comprennent notamment les quantités d'énergie à injecter et/ou à prélever par le Responsable d'accès;

" Programme de coordination journalier " : le programme journalier qui contient tous les I/D bids possibles et la quantité de puissance produite de chaque Unité de production et par unité de temps pour le jour D, en tenant compte des caractéristiques de l'Unité de production (combustibles possibles, down-time minimum, rapidité de réglage à la hausse ou à la baisse, puissance productible maximale pour le jour D, minimum technique pour le jour D) et tenant compte du domaine de puissance destiné au réglage primaire et au réglage secondaire, etc;

" Programme nul " : un programme d'accès journalier qui prévoit qu'une Unité de production (spécifiée par le Producteur ou après modification par ELIA) n'injectera pas d'électricité dans le Réseau de transport au moment spécifié respectivement par le Producteur ou ELIA;

" Puissance de réserve primaire souscrite " : la quantité (réglable à la hausse où à la baisse) de puissance de réserve (en MW) souscrite par ELIA auprès du Fournisseur dans le cadre du Contrat de réglage primaire de la fréquence;

" Puissance nominale " ou " Pnom " : la puissance active d'une Unité de production qui détermine la puissance maximale livrable en continu dans le Réseau de transport dans des circonstances atmosphériques standardisées;

" Réglage centralisé de la tension " : Support de la Tension de réseau par l'implication de tous les moyens qui contribuent à la stabilité de la tension (batteries, transformateurs et Unités de production) et par l'adaptation manuelle ou non de la Valeur de réglage pour la livraison et/ou l'absorption de Puissance réactive sur ces moyens à la demande d'ELIA;

" Réglage primaire " : réglage automatique permettant de limiter les variations de fréquence. Par extension, le service de Réglage primaire comprend notamment

- La mise à disposition de la puissance de réserve primaire souscrite;

- L'activation de cette puissance de réserve (réglage à la hausse ou à la baisse) suivant les modalités définies dans le Contrat de Réglage primaire de la Fréquence.

" Réglage primaire de la tension " : le support instantané de la Tension de réseau par activation automatique du régulateur de tension après une variation locale ou non de la Tension de réseau;

" Règlement Technique " : l'Arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci;

" Réserve Secondaire " ou " Réglage secondaire " : signifie la réserve de puissance mise à disposition d'ELIA lui permettant de ramener à leur valeur programmée des échanges d'énergie entre la zone de réglage et les autres zones de réglage.

" Réserve rapide " : les moyens de production ou ressources comparables (clients interruptibles, etc.) à la disposition du Producteur ou dont le Producteur possède le droit d'utilisation, et que le Producteur utilise pour assumer sa responsabilité de réglage de l'équilibre en tant que Responsable d'Accès suite au déclenchement d'une des Unités de production, dans les quinze (15) minutes suivant ce déclenchement;

" Réserve Tertiaire " : réserve de puissance telle que reprise à l'article 157 du Règlement Technique et permettant à ELIA de rétablir l'équilibre entre l'offre et la demande de puissance active à l'intérieur de la Zone de Réglage. On distingue la Réserve Tertiaire contractée pour la durée du Marché par ELIA auprès d'un fournisseur particulier et la Réserve Tertiaire mise à sa disposition par ce fournisseur à chaque instant;

" Responsable d'accès " : un acteur du marché à qui un contrat de responsable d'accès conclu entre cet acteur et ELIA a conféré le statut de responsable d'accès (= Contrat ARP);

" Société liée " : toute société liée au sens de l'article 11 du code des sociétés;

" Synchronoscope " : instrument permettant le couplage entre parties de réseaux quand certaines conditions sont respectées. Ces conditions concernent les différences de fréquence (glissement), d'amplitude de la tension et de phase entre les vecteurs de tension dans ces parties de réseaux;

" Tension d'exploitation normale " ou " U norm exp " : la tension habituelle sur laquelle le Réseau de transport est exploité au Point d'injection;

" Tension réseau " ou " Unet " : la tension du Réseau de transport sur le point d'injection (côté haute tension du transformateur élévateur);

" UCTE " : l'" Union de Coordination du Transport d'Electricité " (en cas de mention expresse dans ces Contrats, il s'agit des règles et recommandations de l'UCTE qui sont en vigueur et qui servent de référence pour la relation entre les Parties sauf stipulations contraires dans les Contrats);

" Unité de Pompage/Turbinage " : Unité de production hydraulique qui comprend un générateur capable de produire ou d'absorber de l'énergie électrique.

" Unité de production " : une unité physique comportant un générateur et produisant de l'électricité;

" Unité de production non réglante " : toutes les Unités de production qui ne sont pas des Unités de production réglantes;

" Unité de production réglante " : chaque Unité de production qui peut participer aussi bien au Réglage primaire de la tension qu'au Réglage centralisé de la tension;

" Valeur de réglage " : une consigne pour la Puissance réactive à produire (fournir) ou à absorber par une Unité de production;

" W " : la semaine calendrier qui contient le jour D; elle commence le lundi matin à 00.00 heure et finit le dimanche soir à 24.00 heures;

" Wi " : la semaine calendrier i, (1

Préambule

Le Ministre du Climat et de l'Energie,

Vu la Loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité, notamment les articles 11, 12quater, § 1er, 1° et 21, alinéa 1er, 1°;

Vu l'arrêté royal du 11 octobre 2002 relatif aux obligations de service public dans le marché de l'électricité, notamment l'article 4, § 2;

Vu l'arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci, notamment les articles 231 et suivants, ainsi que les règles et recommandations qui régissent l'interopérabilité des réseaux interconnectés européens, visées aux articles 236, § 2, 244, § 2, et 250, § 2, du même arrêté;

Vu le rapport (RA)090901-CDC-897 du 1er septembre 2009 de la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz (ci-après " CREG ") relatif au caractère manifestement déraisonnable ou non des prix offerts à la SA Elia System Operator pour la fourniture de services auxiliaires pour l'exercice d'exploitation 2010, établi suite à la concertation avec le gestionnaire du réseau en date du 20 août 2009;

Vu l'avis n° 47.607/3 du Conseil d'Etat, rendu le 18 décembre 2009, en application de l'article 84, alinéa 1er, 2°, des lois coordonnées sur le Conseil d'Etat;

Considérant que le gestionnaire du réseau, la SA Elia System Operator, a lancé le 14 mars 2009 un appel d'offres européen référencé 2009 S 51-074011 pour la fourniture du réglage secondaire pour l'année 2010;

Considérant que, sur proposition du gestionnaire du réseau, la CREG a, dans sa décision (B) 090528-CDC-867 du 28 mai 2009, approuvé la méthodologie utilisée par Elia pour la détermination de la puissance de réserve primaire, secondaire et tertiaire pour 2010 nécessaires à assurer la sécurité, la fiabilité et l'efficacité du réseau, et qu'en l'espèce, les besoins en réglage secondaire ont été estimés pour l'année 2010 à une puissance moyenne de réserve de 137 MW avec une puissance disponible minimale de 100 MW;

Considérant que le gestionnaire du réseau a établi le 1er juillet 2009 un rapport sur les offres reçues pour les services auxiliaires recherchés, en particulier pour le réglage secondaire, qu'il a adressé à la CREG et au Ministre et que ce rapport indique que les offres reçues sont insuffisantesen terme de volume recherché que pour satisfaire aux besoins du gestionnaire du réseau, tels qu'identifiés au regard de la méthodologie utilisée par le gestionnaire du réseau pour la détermination des puissances de réserve et approuvés par la CREG dans sa décision (B) 090528-CDC-867 susmentionnée;

Considérant que la CREG a établi le 1er septembre 2009 un rapport " relatif au caractère manifestement déraisonnable ou non des prix offerts à Elia System Operator SA pour la fourniture de services auxiliaires pour l'exercice d'exploitation 2010 " dans lequel les prix offerts par les soumissionnaires ont été considérés comme manifestement déraisonnables et qui constate également l'insuffisance des volumes proposés;

Considérant que les efforts ayant visé à inciter les soumissionnaires initiaux à revoir leurs offres, au moins en matière de volumes, sont restés vains;

Considérant que l'appel d'offre lancé par le gestionnaire du réseau qui aurait dû mener à une attribution des services recherchés aux mieux offrants ne peut être mené à son terme au vu de l'absence d'offres suffisantes en matière de volume, qu'il est dès lors constaté l'absence de marché en matière de fourniture de ce service;

Considérant que la CREG a formulé, pour le cas où la participation au réglage secondaire ne se ferait pas de manière volontaire, des recommandations en matière de volumes invitant à répartir les fournitures de ce service entre les producteurs raccordés au réseau de transport d'électricité en prenant comme base de référence la quantité d'énergie produite en 2008 (dernière année calendrier complète) par les centrales nucléaires et thermiques fossiles de plus de 25 MW, à l'exclusion des petites cogénérations exploitées par ces producteurs;

Considérant cependant

- que l'échange d'unités de production sur le sol belge entre deux producteurs doit être pris en compte pour l'établissement de la répartition de la fourniture de ce service,

- que l'énergie injectée par une unité de production raccordée au réseau de transport peut être attribuée à différents acteurs en fonction des informations transmises par ces acteurs au gestionnaire du réseau dans le cadre du contrat d'accès relatif à cette unité de production,

- et que les producteurs qui, sur base d'une répartition pro rata seraient amenés à livrer une puissance de réglage secondaire de moins de 5 MW peuvent être exonérés de la participation à ce service dès lors qu'ils ne remplissent pas la limite technique telle que prévue par l'appel d'offre et le contrat de base attaché à cet appel d'offre, leur part étant répartie au pro rata entre les autres producteurs;

Considérant qu'une répartition pro rata de ce réglage secondaire qui ne tiendrait pas compte des périodes établies par le gestionnaire du réseau (heures pleines, heures creuses, week-end) mènerait à des situations économiques et environnementales défavorables;

Considérant cependant que la participation à ce service de réglage secondaire pendant les périodes d'heures pleines est moins contraignante pour les producteurs qu'elle ne l'est pour les périodes creuses et encore moins que pour les périodes week-end et, qu'en conséquence, la rémunération accordée à la prestation de ce service doit tenir compte de ces périodes;

Considérant que pour la détermination des niveaux de rémunération en fonction des périodes mentionnées ci-avant, les montants fixés dans le présent arrêté tiennent compte

- de l'analyse de la CREG, formulée dans son rapport du 1er septembre 2009 susmentionné, basée sur une méthodologie prenant en compte l'estimation des coûts supportés par les producteurs pour la participation à ce service de réglage secondaire,

- de l'analyse commandée par le gestionnaire du réseau à un consultant externe indépendant établissant des niveaux de rémunération pour la participation à ce service suivant une analyse

-- basée sur les coûts supportés, d'une part, et

-- tenant compte des pertes d'opportunité subies par les producteurs participant au service d'autre part.

- des offres remises par les soumissionnaires initiaux,

- du fait que les niveaux de rémunération sont particulièrement dépendants du contexte économique global et en particulier des prix de marché du gaz et de l'électricité et qu'en conséquence l'estimation de la rémunération de la participation au service de réglage secondaire doit intégrer des facteurs couvrant les risques liés à l'incertitude entourant l'évolution de ces marchés;

- du fait que la participation à ce service ne doit pas engendrer une charge pour les participants ni un revenu disproportionné par rapport aux coûts qu'ils vont supporter;

Considérant que les producteurs concernés par le présent arrêté ont été entendus individuellement par la Direction Générale Energie en présence du gestionnaire du réseau et de la CREG;

Considérant que dans ce cadre, il a été indiqué qu'un producteur visé par le présent arrêté ne sera en mesure technique de fournir le service de réglage secondaire de manière autonome et avec certitude qu'à partir du 1er juillet 2010, qu'en conséquence sa participation au réglage secondaire ne pourra débuter qu'à partir de cette date, qu'il doit dès lors être tenu compte de cet élément pour la répartition des volumes entre les sociétés visées par le présent arrêté et qu'en l'espèce les volumes complémentaires qui seront livrées par un producteur pour compenser l'incapacité technique momentanée d'un autre devra être prise en compte par la suite de la période visée par le présent arrêté en diminuant le volume initial de ce premier acteur pour les périodes à partir desquelles le second sera en mesure de prester le service;

Considérant que la réglementation applicable, dont notamment l'article 4, § 2 de l'arrêté royal du 11 octobre 2002 relatif aux obligations de service public dans le marché de l'électricité, permet de donner au présent arrêté un champ d'application qui s'étend sur plusieurs années;

Considérant, qu'il a été constaté ci-dessus qu'il n'existe pas, pour ce qui concerne la fourniture de ce service, un véritable marché; que ceci peut également être déduit du fait que, dans le passé, le gestionnaire du réseau a éprouvé des difficultés pour acheter ce service dans des volumes suffisants et à des prix raisonnables; qu'il est difficile de croire que le marché va évoluer d'ici un an, de manière tel à ce que cette situation soit modifiée de façon substantielle; qu'il est, dès lors, préférable de déterminer jusqu'au 31 décembre 2011 les volumes et les prix que devront appliquer les catégories de producteurs qui tombent sous le champ d'application de cet arrêté; que cette date concourt avec la fin de l'actuelle période régulatoire de quatre ans; que le présent arrêté devra néanmoins être réévalué, en vertu de l'article 4, § 2 de l'arrêté royal précité, après un an;

Considérant que chacune des sociétés concernées par le présent arrêté dispose d'une ou plusieurs unités de production raccordées au réseau de transport, que ce soit au titre d'un droit réel ou d'un droit quelconque d'utilisation, permettant de fournir tout ou partie des services visés aux articles 243 et suivants de l'arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci;

Considérant que le présent arrêté revêt un caractère d'extrême urgence; qu'il est en effet impératif d'assurer une disponibilité permanente des services de la réserve secondaire en 2010 et en 2011 afin de permettre au gestionnaire du réseau de répondre de la sécurité, l'efficacité et la fiabilité du réseau, et conséquemment de permettre le fonctionnement de l'économie du pays ainsi que de ne pas perturber le fonctionnement des autres réseaux européens interconnectés; que, tenant compte des éléments précités et de la structure du marché, il est essentiel de déterminer immédiatement les modalités afin que la disponibilité et l'approvisionnement des services auxiliaires du réglage secondaire puissent être assurés; qu'il faut intervenir d'urgence, dès lors que ce service indispensable n'est garanti contractuellement au gestionnaire du réseau que jusqu'au 31 décembre 2009,

Arrête