2012011508 18 DECEMBRE 2012. - Arrêté royal imposant des conditions de prix et de fourniture pour l'approvisionnement en 2013 du réglage primaire et du réglage secondaire par différents producteurs

§ 1er. 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 8 heures et 20 heures des jours de semaine (du lundi au vendredi, jours fériés inclus);

2° " heures creuses " : les heures comprises entre 20 heures et 8 heures (tous les jours de la semaine), et les heures comprises entre 8 heures et 20 heures les samedi et dimanche;

Le présent arrêté s'applique aux sociétés suivantes

* la SA Electrabel, ayant son siège social à 1000 Bruxelles, boulevard Simon Bolivar 34, inscrite au Registre des entreprises sous le numéro 0403.170.701;

* la SA EDF Luminus, ayant son siège social à 1000 Bruxelles, rue du Marquis 1, inscrite au Registre des entreprises sous le numéro 0471.811.661,

Du 1er janvier 2013 au 31 décembre 2013 inclus, la SA Electrabel est tenue de mettre à la disposition du gestionnaire du réseau de transport, la SA Elia System Operator

* une réserve primaire égale à un volume de 20 MW pendant les heures pleines et les heures creuses toutes les semaines;

* une réserve primaire asymétrique à la baisse égale à un volume de 30,5 MW pendant les heures pleines et les heures creuses toutes les semaines;

* une réserve secondaire égale à un volume de 69,5 MW pendant les heures pleines et les heures creuses toutes les semaines.

Du 1er janvier 2013 au 31 décembre 2013 inclus, la SA EDF Luminus est tenue de mettre à la disposition du gestionnaire du réseau de transport, la SA Elia System Operator

* une réserve primaire égale à un volume de 10,5 MW pendant les heures pleines et les heures creuses toutes les semaines;

* une réserve secondaire égale à un volume de 50,5 MW pendant les heures pleines et les heures creuses toutes les semaines.

Pour 2013, les volumes fournis sont rémunérés aux prix suivants

1° Pour la réserve primaire symétrique au prix unitaire de 45 MW/h;

2° Pour la réserve primaire asymétrique au prix unitaire de 2,3 MW/h;

3° Pour la réserve secondaire au prix unitaire de 45 MW/h;

Les conditions déterminées dans les modèles de contrat de réglage primaire et de réglage secondaire et les conditions générales régissant les contrats de services auxiliaires jointes à l'appel d'offres que le gestionnaire du réseau de transport, la SA Elia System Operator, a annoncé le 3 mai 2012 avec référencé 2012/S 88-144574 et 2012/S 88-144577 pour la fourniture du réglage primaire et du réglage secondaire pour l'année 2013 sont d'application à l'approvisionnement visé aux articles 2 à 5 inclus du présent arrêté. Les documents précités sont annexés au présent arrêté.

Les mesures visées dans les articles 2 à 6 du présent arrêté sont adoptées pour une période d'une durée d'un an, à savoir du 1er janvier 2013 au 31 décembre 2013 inclus.

La Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz tient compte des prix visés à l'article 5 du présent arrêté lors de la détermination du revenu total nécessaire à l'exécution des obligations légales et réglementaires incombant au gestionnaire du réseau de transport 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 2013.

Le ministre ayant l'Energie dans ses attributions est chargé de l'exécution du présent arrêté.

Donné à Bruxelles, le 18 décembre 2012.

ALBERT

Par le Roi

Le Secrétaire d'Etat à l'Energie,

M. WATHELET

ANNEXES.

Art. N0 . Conditions déterminées dans les modèles de contrat de réserve primaire et de réserve secondaire et les conditions générales jointes à l'avis de marché européen référence 2012/S 88-144574 et 2012/S 88-144577, établies par le gestionnaire du réseau de transport

Art. N1 . Contrat de Réglage Primaire

(Annexe non reprise pour des raisons techniques, voir M.B. du 27-12-2012, p. 87749-87853)

Art. N2. 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 " ( ) 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 " ( ) 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 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 ENTSO-E 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 " ( ) 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 " ( ) 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 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 (M.B. 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

Day Hour Peak hours Off peak hours Weekend Monday-Friday 0 to 7 hour V Monday-Friday 7 to 22 hour V Monday-Friday 22 to 24 hour V Saturday 0 to 7 hour V Saturday 7 to 24 hour V Sunday 0 to 22 hour V Sunday 22 to 24 hour V

" 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);

" ENTSO-E " (ex-UCTE) " European Network of Transmission System Operators for Electricity " (en cas de mention expresse dans ces Contrats, il s'agit des règles et recommandations de ENTSO-E 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

ALBERT II, Roi des Belges,

A tous, présents et à venir, Salut.

Vu la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité, modifiée par la loi du 8 janvier 2012, les articles 8, § 1er, 2°, 11, 12 quinquies § 1er, 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, 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, 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 la décision (B)111124-CDC-658E/18 du 24 novembre 2011 de la CREG relative à la proposition tarifaire de la SA Elia System Operator pour la période régulatoire 2012-2015;

Vu la décision (B)111222-CDC-658E/19 du 22 décembre 2011 de la CREG relative à la demande d'approbation de la proposition tarifaire adaptée de la SA Elia System Operator pour la période régulatoire 2012-2015;

Vu le rapport (RA)121003-CDC-1192 du 3 octobre 2012 de la CREG relatif au caractère manifestement déraisonnable ou non des prix proposés à la SA Elia System Operator pour la fourniture de services auxiliaires pour l'exercice d'exploitation 2013, établi en application de l'article 12 quinquies § 1er, deuxième alinéa, et de l'article 23, § 2, 43°, de la loi électricité;

Vu l'avis de la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz, donné le 13 décembre 2012;

Considérant qu'il est impératif d'assurer une disponibilité permanente des services auxiliaires de réserves primaire et secondaire en 2013 afin de permettre au gestionnaire du réseau de transport de répondre de la sécurité, l'efficacité et la fiabilité du réseau, et conséquemment de permettre le fonctionnement de l'économie du pays et 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 la fourniture des services auxiliaires du réglage primaire et secondaire puissent être assurées; qu'il faut intervenir d'urgence, dès lors que ces services indispensables ne sont garantis contractuellement ou par voie d'arrêté ministériel au gestionnaire du réseau de transport que jusqu'au 31 décembre 2012; qu'en l'absence de telles réserves, le gestionnaire du réseau de transport se trouverait dans l'impossibilité de garantir la sécurité du réseau conformément à l'article 8, § 1, 2°, de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité, et ce à partir du 1er janvier 2013, dès 00 h 00;

Considérant que la loi du 8 janvier 2012 a adapté les dispositions de la loi électricité concernant la procédure à suivre pour la contractualisation des services auxiliaires dont le gestionnaire du réseau de transport doit disposer et ce, tout en maintenant la possibilité d'intervention des autorités publiques et, le cas échéant, du Roi qui, en faveur de la sécurité d'approvisionnement, peut imposer, par décision contraignante, une obligation de service public couvrant le volume et les prix des services auxiliaires des producteurs dans la zone de réglage belge;

Considérant que cette possibilité d'intervention s'inspire de la situation du marché dans laquelle la demande d'un seul acteur envers un nombre limité d'offrants exige une procédure particulière afin que le service puisse être obtenu à un prix raisonnable;

Considérant que le gestionnaire du réseau de transport, la SA Elia System Operator, a lancé le 3 mai 2012 un avis de marché européen référencé 2012/S 88-144574 et 2012/S 88-144577 pour l'approvisionnement du réglage primaire et du réglage secondaire pour l'année 2013, suivi d'un appel d'offres du 26 mai au 22 juin 2012 inclus;

Considérant que la CREG a, dans sa décision (B)120621-CDC-1162 du 21 juin 2012, approuvé la méthodologie utilisée par le gestionnaire du réseau de transport pour la détermination des puissances de réserve primaire, secondaire et tertiaire pour 2013 nécessaires pour garantir la sécurité, la fiabilité et l'efficacité du réseau, et qu'en application de cette méthodologie, les besoins en réserve primaire ont été déterminés, à titre indicatif, pour l'année 2013, à 95 MW, dans l'attente des prescriptions définitives d'ENTSO-E, les besoins en réserve secondaire à 140 MW et les besoins en réserve tertiaire à 661 MW;

Considérant que, le 28 novembre 2012, ENTSO-E a stipulé qu'Elia, en tant que gestionnaire du réseau de transport responsable de la zone de réglage belge, doit disposer d'un volume de 91 MW de réserve primaire pour 2013;

Considérant que, dans sa lettre du 20 septembre 2012, la CREG a interprété la décision (B)120621-CDC-1162 dans le sens où un volume de réglage primaire de 30 MW peut être contracté pour 2013 en dehors de la zone de réglage d'Elia et qu'un volume d'environ 32,5 MW de réglage primaire asymétrique peut être contracté auprès de clients industriels à condition d'être complété par le complément asymétrique nécessaire pour conserver la symétrie de l'ensemble;

Considérant que le gestionnaire du réseau de transport a établi, le 13 juillet 2012, un rapport sur les offres reçues pour les services auxiliaires recherchés en exécution de l'article 12 quinquies de la loi électricité, en particulier pour le réglage primaire et le réglage secondaire, qu'il a adressé à la CREG et au Secrétaire d'Etat, et que ce rapport indiquait que les offres reçues pour ces deux services auxiliaires étaient suffisantes au niveau des volumes nécessaires mais que les prix reçus étaient très élevés, de sorte que le budget, approuvé par la CREG, dont dispose le gestionnaire du réseau de transport pour la réservation du réglage primaire et du réglage secondaire serait considérablement insuffisant si les volumes nécessaires étaient contractés aux prix reçus;

Considérant que la CREG a émis le 3 octobre 2012 un rapport relatif au caractère manifestement déraisonnable ou non des prix proposés à la SA Elia System Operator quant à la fourniture de services auxiliaires pour l'exercice d'exploitation 2013 dans lequel la CREG d'une part constate le caractère manifestement déraisonnable de la majorité des offres reçues et, d'autre part, considère explicitement certaines offres comme non manifestement déraisonnables qui, conjointement, ne sont pas suffisantes pour pouvoir contracter les volumes nécessaires;

Considérant que la CREG propose dans le rapport précité de maintenir le coût de l'approvisionnement du réglage primaire et du réglage secondaire pour l'exercice d'exploitation 2013 dans les limites du budget 2013 qui a été approuvé par le Comité de direction de la CREG comme élément de la proposition tarifaire adaptée de la SA Elia System Operator pour la période régulatoire 2012-2015;

Considérant que, pour des raisons environnementales et technico-économiques, les producteurs qui ne disposent que d'une centrale dans leur portefeuille pour livrer le réglage primaire et le réglage secondaire ou qui, sur base d'une répartition au prorata, seraient tenus de livrer une très petite puissance de réglage primaire et de réglage secondaire sont exonérés de la participation à ce service dès lors que celle-ci n'atteint pas la limite technique minimale; leur part étant répartie entre les autres producteurs, selon une clé justifiée sur le plan technico-économique.

Considérant que, face à la nécessité de recourir à un arrêté royal d'imposition de prix et volumes pour la fourniture des réserves primaires et secondaires, il a été constaté notamment sur base des dernières offres remises dans le cadre des discussions tenues avec la Direction générale Energie du SPF Economie que la meilleure manière d'optimaliser les conditions économiques de livraison des volumes requis est de répartir ceux-ci entre deux producteurs selon les volumes fixés dans cet arrêté;

Considérant que l'arrêté ministériel du 23 décembre 2011 imposant des conditions de prix et de fourniture pour l'approvisionnement en 2012 du réglage primaire et du réglage secondaire par différents producteurs fixait un prix unitaire de 31,9 MW/h pour les producteurs tenus de mettre à disposition de la réserve primaire et de la réserve secondaire pendant les périodes d'heures pleines, d'heures creuses et d'heures de week-end, que ce prix unitaire permettait de maintenir le coût de la fourniture de réserves primaires et secondaires pour l'exercice 2012 dans les limites du budget 2012 approuvé par la CREG dans sa décision (B)111222-CDC-658E/19 relative à la demande d'approbation de la proposition tarifaire adaptée de la SA ELIA SYSTEM OPERATOR pour la période régulatoire 2012-2015;

Considérant que la décision (B)111222-CDC-658E/19 précitée ne pouvait raisonnablement prendre en compte l'évolution des marchés du gaz et de l'électricité menant à une augmentation du nombre d'heures durant lesquelles les unités participant à la fourniture de réserves primaires et de réserves secondaires se trouveraient dans une situation non économique, conduisant à une augmentation significative des coûts de must run pour 2013;

Considérant l'impact lié à l'augmentation de la cotisation fédérale " gaz " et à l'introduction de tarifs d'injection sur les coûts de la fourniture de réserves primaires et secondaires pour 2013;

Considérant qu'il n'y a pas que les centrales au gaz classiques qui servent de référence pour une fixation des prix correcte, mais aussi le coût moyen de l'ensemble du parc de production disponible susceptible de participer à la fourniture des services auxiliaires, donc y compris les unités de cogénération et unités hydro-électriques existantes capables d'offrir de la flexibilité à des conditions compétitives;

Considérant qu'en particulier, les producteurs n'ont tenu compte dans leurs offres de prix, ni de la rémunération de l'activation étendue pour le réglage secondaire, complémentaire à la rémunération de réservation définie dans cet arrêté, qui résulte du découplage, par le gestionnaire du réseau de transport, des offres à la hausse et des offres à la baisse de sorte que les producteurs peuvent obtenir une rémunération de l'activation beaucoup plus importante pour le réglage secondaire, ni d'une scission similaire entre une partie à la hausse et une partie à la baisse pour le calcul de la rémunération de l'activation des réserves fournies dans un même quart d'heure;

Considérant que le producteur dont l'offre de réglage primaire asymétrique à la baisse a été jugée non manifestement déraisonnable par la CREG ne souhaite pas contracter cette offre indépendamment de ses autres offres qui ont cependant été jugées manifestement déraisonnables par la CREG, le volume de cette offre non manifestement déraisonnable est inscrit dans cet arrêté;

Considérant qu'à la suite du rapport (RA)121003-CDC-1192 du 3 octobre 2012, la SA Elia System Operator a contracté, à l'exception d'une seule mentionnée ci-dessous, toutes les offres jugées non manifestement déraisonnables, de sorte que le présent arrêté ne porte que sur le volume restant de réglage primaire symétrique, à savoir 30,5 MW, sur un réglage primaire asymétrique à la baisse de 30,5 MW et sur le volume résiduel de réglage secondaire, à savoir 120 MW;

Considérant que l'appel d'offres publié par le gestionnaire du réseau de transport, qui aurait dû mener à une attribution des services recherchés aux mieux offrants, ne peut être mené à bien au vu de l'absence d'offres suffisantes à un prix raisonnable, et qu'il faut dès lors constater l'absence de l'existence d'un marché pour la fourniture des services de réglage primaire et de réglage secondaire;

Considérant que le rapport de la CREG ne mentionne aucune indication particulière quant à la répartition des volumes pour 2013 au cas où la participation au réglage primaire et au réglage secondaire ne se ferait pas de manière volontaire;

Considérant que tous les producteurs concernés par le présent arrêté ont été entendus individuellement par la Direction Générale Energie du SPF Economie et ont eu la possibilité, mais ne l'ont pas ou à peine utilisée, de déposer des offres corrigées en ce qui concerne les offres jugées manifestement déraisonnables par la CREG;

Considérant les dernières offres remises par les producteurs individuels, notamment dans le cadre des discussions tenues avec la Direction générale Energie du SPF Economie, notamment l'offre additionnelle d'EDF Luminus d'un volume de réserve secondaire de 23 MW qui se révèle moins intéressante que ses offres précédentes;

Considérant qu'une gestion optimale du parc de production d'Electrabel devrait logiquement conduire à un prix pour la fourniture de ces 23 MW additionnels de réserve secondaire inférieur à celui proposé par EDF Luminus;

Considérant que chacun des producteurs concernés 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;

Sur la proposition du Secrétaire d'Etat à l'Energie,

Nous avons arrêté et arrêtons

Rapport au Roi

RAPPORT AU ROI

Sire,

L'arrêté royal qui est soumis à Votre signature a pour objet d'exécuter l'article 12 quinquies de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité (ci-après la " loi électricité ") en ce qui concerne l'imposition d'une obligation de service public couvrant le volume et les prix des services auxiliaires.L'article 12 quinquies donne au Roi, après avis de la commission et sur proposition du ministre, le pouvoir, en faveur de la sécurité d'approvisionnement, d'imposer par décision contraignante une obligation de service public qui couvre le volume et les prix des services auxiliaires des producteurs dans la zone de réglage belge.

Généralités

Cet arrêté royal vise à imposer, par décision contraignante, une obligation de service public aux producteurs de la zone de réglage belge pour les conditions de prix et de fourniture de l'approvisionnement en 2013 du réglage primaire et du réglage secondaire afin que le gestionnaire du réseau de transport puisse, en faveur de la sécurité d'approvisionnement, s'acquitter adéquatement de sa mission principale de gestionnaire du système.Dans le présent arrêté, les obligations de service public sont définies au moyen de dix articles.

Dans son avis 50.709/3 du 6 décembre 2011, le Conseil d'Etat s'est déclaré incompétent pour remettre un avis au sujet du projet d'arrêté ministériel pour la fourniture de l'approvisionnement en 2012 pour le réglage primaire et le réglage secondaire.

Dans le cas présent et en référence à l'avis susmentionné, l'avis du Conseil d'Etat n'est pas requis.

L'article 1er contient les définitions applicables.

L'article 2 précise les parties auxquelles cet arrêté s'applique.

L'article 3 fixe les volumes que la SA Electrabel est tenue de mettre à disposition en vertu de cet arrêté.

L'article 4 fixe les volumes que la SA EDF Luminus est tenue de mettre à disposition en vertu de cet arrêté.

L'article 5 fixe la rémunération pour les volumes à mettre à disposition en vertu de cet arrêté.

L'article 6 fixe les conditions et modalités qui s'appliquent à la fourniture du réglage primaire et du réglage secondaire.

L'article 7 fixe la durée de cet arrêté.

L'article 8 définit l'obligation pour la CREG de tenir compte des prix du présent arrêté lors de la détermination du revenu total du gestionnaire du réseau de transport.

L'article 9 fixe la date d'entrée en vigueur de cet arrêté.

L'article 10 charge le ministre ayant l'Energie dans ses attributions de l'exécution de cet arrêté.

J'ai l'honneur d'être,

Sire,

de Votre Majesté, le très respectueux et très fidèle serviteur,

Le Secrétaire d'Etat à l'Energie,

M. WATHELET