Arrêté Royal du 28 avril 2021
publié le 30 avril 2021
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Arrêté royal fixant les paramètres avec lesquels le volume de la capacité à prévoir est déterminé, y compris leurs méthodes de calcul, et les autres paramètres nécessaires pour l'organisation des mises aux enchères, ainsi que la méthode pour

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service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie
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2021041351
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Numac : 2021041351

SERVICE PUBLIC FEDERAL ECONOMIE, P.M.E., CLASSES MOYENNES ET ENERGIE


28 AVRIL 2021. - Arrêté royal fixant les paramètres avec lesquels le volume de la capacité à prévoir est déterminé, y compris leurs méthodes de calcul, et les autres paramètres nécessaires pour l'organisation des mises aux enchères, ainsi que la méthode pour et les conditions à l'octroi d'une dérogation individuelle à l'application du ou des plafond(s) de prix intermédiaire(s) dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité


RAPPORT AU ROI Sire, Cet arrêté royal concerne le mécanisme de rémunération de capacité (ci-après « CRM ») Cadre légal Le 15 mars 2021, la loi modifiant la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité et modifiant la loi du 22 avril 2019 modifiant la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité portant la mise en place d'un mécanisme de rémunération de capacité a été promulguée.

Cette loi a été adoptée, entre autres, pour adapter la loi CRM du 22 avril 2019 au Règlement européen 2019/943 du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l'électricité (ci-après "Règlement 2019/943").

Le règlement 2019/943 contient plusieurs dispositions pertinentes relatives à la conception d'un CRM, notamment l'article 22, paragraphe 1 : « Les mécanismes de capacité: a) sont temporaires;b) ne créent pas de distorsions inutiles du marché et ne limitent pas les échanges entre zones;c) ne dépassent pas ce qui est nécessaire pour traiter les difficultés d'adéquation des ressources visées à l'article 20; d)sélectionnent des fournisseurs de capacité au moyen d'une procédure transparente, non discriminatoire et concurrentielle; e) fournissent des incitations pour que les fournisseurs de capacité soient disponibles lors des périodes où une forte sollicitation du système est attendue;f) garantissent que la rémunération soit déterminée à l'aide d'un processus concurrentiel;g) exposent les conditions techniques nécessaires pour la participation des fournisseurs de capacité en amont de la procédure de sélection;h) sont ouverts à la participation de toutes les ressources qui sont en mesure de fournir les performances techniques nécessaires, y compris le stockage d'énergie et la participation active de la demande;i) appliquent des pénalités appropriées aux fournisseurs de capacité lorsqu'ils ne sont pas disponibles aux périodes de forte sollicitation du système.» Ainsi que l'article 25, alinéa 4 : « Lors de l'application des mécanismes de capacité, les paramètres déterminant le volume de la capacité prévus dans le mécanisme de capacité sont approuvés par l'Etat membre ou par une autorité compétente désignée par l'Etat membre, sur proposition de l'autorité de régulation. » Le développement d'un tel mécanisme est ensuite mis en oeuvre par le biais de divers arrêtés royaux et règles de fonctionnement.

Cet arrêté royal exécute l'article 7undecies, § 2 de la Loi électricité qui stipule ce qui suit : « Le Roi fixe par arrêté délibéré en Conseil des Ministres, les paramètres avec lesquels le volume de la capacité à prévoir est déterminé, y compris leurs méthodes de calcul, sur proposition de la commission, après consultation des acteurs du marché, et avis de la Direction générale de l'Energie.

Le Roi fixe par arrêté délibéré en Conseil des Ministres, les paramètres, autres que ceux visés à l'alinéa 1er, nécessaires pour l'organisation des mises aux enchères, c'est-à-dire les facteurs de réduction, le prix de référence, le ou les plafond(s) de prix intermédiaire(s) applicables à certaines capacités répondant à des critères spécifiques et le prix d'exercice, y compris leurs méthodes de calcul, sur proposition du gestionnaire du réseau, formulée après consultation des acteurs du marché, et après avis de la commission.

Le Roi fixe par arrêté délibéré en Conseil des Ministres, la méthode pour et les conditions à l'octroi d'une dérogation individuelle à l'application du ou des plafond(s) de prix intermédiaire(s), après consultation des acteurs du marché. Une dérogation individuelle est octroyée par la commission. » Cet arrêté royal définit donc les paramètres qui permettent de déterminer le volume de la capacité à prévoir, y compris leur méthode de calcul.

Ensuite, cet arrêté royal fixe les autres paramètres nécessaires à l'organisation des enchères, c'est-à-dire les facteurs de réduction, le prix de référence, là où les limites de prix intermédiaires applicables à certaines capacités répondant à des critères spécifiques et le prix d'exercice, y compris leur méthode de calcul.

Enfin, cet arrêté royal détermine la méthode et les conditions pour obtenir des exceptions individuelles à l'application de la ou des limites de prix intermédiaires.

Les valeurs applicables à une enchère spécifique, compte tenu de la méthodologie exposée dans le présent arrêté royal, sont déterminés par arrêté ministériel après concertation en conseil des ministres, comme le prévoit l'article 7undecies, § 6, premier alinéa de la Loi électricité: « Au plus tard le 31 mars de chaque année, sur la base des propositions et avis visés aux paragraphes 3, 4 et 5, afin d'assurer le niveau de sécurité d'approvisionnement requis conformément au paragraphe 7, après concertation en Conseil des ministres, le ministre donne instruction au gestionnaire du réseau d'organiser les mises aux enchères pour les périodes de fourniture de capacité considérées, fixe les paramètres nécessaires à leur organisation, fixe le volume maximal de capacité qui peut être contracté auprès de tous les détenteurs de capacité non prouvée dans le cadre de la mise aux enchères concernée et détermine le volume minimal à réserver pour la mise aux enchères organisée un an avant la période de fourniture de capacité. Ce volume minimal à réserver est au moins égal à la capacité nécessaire, en moyenne, pour couvrir la capacité de pointe totale pendant moins de 200 heures de fonctionnement par an. » Tout comme la Loi électricité elle-même, cet arrêté royal doit à tout moment respecter les dispositions et règles pertinentes de la règlementation européenne. En particulier, la méthodologie décrite dans le présent arrêté royal servira donc uniquement à compléter le règlement 2019/43 et les méthodologies développées sur la base de ce règlement, et ne peut donc être interprétée en contradiction avec celui-ci.

Après une brève introduction générale sur le CRM, tous ces aspects seront brièvement décrits dans le présent Rapport au Roi.

Description générale du CRM Un mécanisme de rémunération de capacité est un mécanisme de marché mis en place pour garantir l'adéquation des ressources dans la zone de réglage belge et donc la sécurité d'approvisionnement du pays en octroyant une certaine rémunération de capacité en échange de la mise à disposition d'une capacité pendant une période de fourniture de capacité prédéterminée. L'octroi d'une rémunération résulte d'une mise aux enchères concurrentielle, sur base annuelle, pour une future période de fourniture de capacité donnée.

Les mises aux enchères ont lieu suffisamment de temps avant le début de la période de fourniture de capacité en question, à savoir quatre ans et un an avant celle-ci, afin de permettre à toutes les technologies ainsi qu'aux capacités existantes et additionnelles de participer au CRM. Les technologies peuvent participer selon leur contribution prévue à l'adéquation des ressources, qui est déterminée par l'application de facteurs de réduction. Le mécanisme s'applique à l'ensemble du marché, ce qui signifie qu'il rémunère toute la capacité nécessaire pour couvrir la demande prévue, garantissant ainsi la norme de fiabilité, soit le niveau prédéterminé de sécurité d'approvisionnement du pays.

A la suite de la mise aux enchères, des contrats de capacité sont attribués aux fournisseurs de capacité retenus. Ce contrat, approuvé par la commission conformément à l'article 7undecies, § 7 de la Loi électricité, décrit l'ensemble des droits et obligations des parties contractuelles. Bien que la durée du contrat standard soit d'1 an, il est également possible en vertu de l'article 7undecies, § 5 de se voir attribuer un contrat pour plusieurs périodes de fourniture de capacité, en fonction des seuils d'investissement prédéterminés établis par l'arrêté royal.

Propositions L'article 7undecies, § 2 de la loi sur l'électricité exige deux propositions : - Une proposition de la commission concernant les paramètres de détermination du volume de capacité à acheter (paragraphe 1); - Une proposition du gestionnaire du réseau concernant les autres paramètres nécessaires à l'organisation des enchères (paragraphe 2).

La proposition de la commission concernant les paramètres qui déterminent le volume de capacité à prévoir a été élaborée pour la première fois le 24 mars 2020. Dans une lettre datée du 25 février 2021, la commission a confirmé que cette proposition devait être considérée comme sa proposition conformément à l'article 7undecies, § 2 de la loi électricité.

Conformément à la procédure légale, le Roi fixe les paramètres et leur méthode de calcul, après concertation en Conseil des ministres, sur la base d'une proposition de la commission, après consultation des acteurs du marché et après avis de la Direction générale de l'énergie.

Suite à la proposition de la commission datée du 24 mars 2020, compte tenu des résultats de la consultation publique sur le mémorandum 2024 de la CREG et son projet de proposition 2064 ainsi que des réactions des acteurs du marché communiquées lors des différentes réunions de la Task Force CRM, et suite à une analyse effectuée par le SPF Economie, il a été conclu que la proposition de la CREG n'offrait pas de garanties suffisantes quant au respect de l'objectif du CRM, à savoir "garantir le niveau requis de sécurité d'approvisionnement".

L'avis de la Direction Générale de l'Energie du 17 avril 2020 contenait donc une méthode adaptée pour les paramètres avec lesquels la quantité de capacité achetée dans le cadre du mécanisme de capacité est déterminée. Une consultation publique a été organisée à ce sujet du 23 mars 2020 au 27 mars 2020.

Il convient de noter que la proposition de la commission ne contient pas de proposition d'arrêté royal.

La proposition contient cinq principes qui sont ensuite appliqués dans une proposition de méthodologie pour déterminer les paramètres du volume à acheter. Cette proposition, ainsi que toute dérogation à celle-ci, sont expliquées ci-dessous. L'avis de la Direction Générale de l'Energie et les réactions des acteurs du marché sont pris en compte.

Choisir un scénario La commission indique que la première étape pour déterminer le volume pour une année de fourniture donnée consiste à déterminer quel scénario doit être retenu. Cette étape est en effet prévue à l'article 2 de l'arrêté royal.

L'article 3 explique la procédure à suivre pour parvenir au scénario, qui est répété chaque année : « § 2. A partir de l'évaluation européenne, visée à l'article 23 du Règlement (UE) 2019/943, et / ou de l'évaluation nationale visée à l'article 24 du Règlement (UE) 2019/943, les plus récemment disponibles au moment de la sélection, un ou plusieurs scénarios et sensibilités sont sélectionnés. Cette sélection comprend au moins le scénario de référence central européen visé à l'article 23, § 1er, 5, b) du Règlement (UE) 2019/943.Tant que lesdites évaluations ne sont pas encore disponibles, une sélection est effectuée à partir d'autres études disponibles. § 3. Les données et hypothèses à partir desquelles lesdits scénarios et sensibilités ont été établis, sont mises à jour sur la base des informations pertinentes les plus récentes. § 4. En outre, d'autres sensibilités qui peuvent avoir un impact sur la sécurité d'approvisionnement de la Belgique, peuvent être définies, y inclus des évènements en dehors de la zone de réglage belge. § 5. Les scénarios et sensibilités sélectionnés, en ce compris les données et hypothèses à partir desquelles ils ont été établis, sont soumis à une consultation publique telle que visée à l'article 5. § 6. Sur la base du rapport de consultation, et en particulier des informations ayant trait à l'article 5, § 2, 1° et 2°, la commission rédige une proposition pour le Ministre de l'ensemble des données et hypothèses à retenir, qui constituent ensemble une proposition de scénario de référence.

La Direction générale de l'Energie formule un avis sur cette proposition. § 7. Compte tenu de la proposition de la commission, des recommandations du gestionnaire du réseau et de l'avis de la Direction générale de l'Energie, le Ministre décide, au plus tard le 15 septembre de l'année précédant les enchères, de l'ensemble des données et des hypothèses qui doit être sélectionné comme scénario de référence. Le Ministre peut déroger à la proposition de la commission moyennant motivation adéquate. » Une évaluation annuelle du scénario de référence de l'enchère a donc bien lieu, comme le propose la commission. La commission indique que cette évaluation devrait être similaire à l'évaluation de l'adéquation nationale prévue à l'article 24 du Règlement 2019/943. Toutefois, l'évaluation du scénario de référence dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité n'est pas la même que l'évaluation de l'adéquation nationale prévue à l'article 24 du Règlement 2019/943.

Les Etats membres ne sont pas tenus de procéder à une telle évaluation chaque année. Au contraire, l'article 20, paragraphe 1, du Règlement 2019/943 stipule que les Etats membres peuvent procéder à de telles évaluations nationales.

L'article 3 § 2 précise que la sélection des scénarios et des sensibilités (qui sont ensuite consultés) inclut toujours le scénario central de référence européen.

La commission déclare que tout changement éventuel de la méthodologie d'évaluation de l'adéquation nationale par rapport à la méthodologie européenne approuvée, ainsi que les scénarios, les analyses de sensibilité et les hypothèses, notamment en ce qui concerne les caractéristiques spécifiques de l'offre et de la demande nationales d'électricité, doivent faire l'objet d'une consultation publique préalable. Il convient de noter que, dans la mesure où la commission se réfère à la procédure applicable à l'évaluation nationale de l'adéquation, cet arrêté royal ne lui est pas applicable. Cet arrêté royal ne contient pas d'autres règles sur l'évaluation nationale de l'adéquation; il réglemente les paramètres qui déterminent le volume dans le cadre du CRM. L'évaluation de l'adéquation nationale est régie par l'article 24 du Règlement 2019/943 et les règles qui y sont prévues, notamment : « 1.Les évaluations de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale ont une portée régionale et sont fondées sur la méthode visée à l'article 23, paragraphe 3, en particulier sur l'article 23, paragraphe 5, points b) à m).

Les évaluations de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale incluent les scénarios centraux de référence visés à l'article 23, paragraphe 5, point b).

Les évaluations de l'adéquation des ressources à l'échelle nationale peuvent prendre en compte des sensibilités additionnelles à celles visées à l'article 23, paragraphe 5, point b). » Dans la mesure où le commission fait référence à la procédure du CRM, il est effectivement vrai que les scénarios, les sensibilités et les hypothèses (y compris l'offre et la demande nationales) font l'objet d'une consultation publique préalable prévue à l'article 3, paragraphe 5, et à l'article 5.

La commission déclare qu'il est réaliste d'envisager d'autres scénarios plausibles en plus du scénario de référence central. La commission suggère que dans le T-4, le scénario avec le plus faible volume total d'enchères nécessaire devrait toujours être choisi.

Cette dernière position ne peut être suivie. La législation européenne ne stipule nulle part que le scénario doit être déterminé de cette manière. En outre, cela crée des risques considérables que la commission ne semble pas prendre en compte dans cette proposition.

Toute la capacité qui n'est pas mise aux enchères quatre ans avant l'année de livraison doit être mise aux enchères un an avant l'année de fourniture. Cependant, des différentes technologies ne peuvent pas être construites en un an seulement, de sorte qu'en réalité, elles ne pourront pas combler un manque de capacité. Cela crée donc le risque que, si des capacités suffisantes avec un temps de développement court (c'est-à-dire 1 an maximum) ne sont pas disponibles sur le marché, la sécurité d'approvisionnement ne soit plus garantie.

En outre, cette proposition semble supposer que la situation en matière de sécurité d'approvisionnement ne peut s'améliorer entre la période de quatre ans et la période d'un an précédant l'année de fourniture. Il n'y a aucune garantie à cet égard.

Le Règlement 2019/943 confirme explicitement les pouvoirs des Etats membres en matière de sécurité d'approvisionnement. Il appartient aux autorités responsables de la sécurité d'approvisionnement de décider quel scénario est considéré comme le plus réaliste et contre quels risques elles souhaitent s'assurer. S'il était stipulé que le volume total le plus bas requis pour les enchères devrait toujours être choisi, les pouvoirs et la marge politique du gouvernement seraient restreints de manière disproportionnée et il y aurait également un risque réel que la sécurité de l'approvisionnement ne puisse pas être garantie pendant l'année d'approvisionnement. Cela ne peut être accepté Norme de fiabilité La commission indique que la proposition de norme de fiabilité ne fait pas l'objet de la présente proposition 2064. Toutefois, il serait important d'utiliser la même norme de fiabilité pour la même année de fourniture, car une norme de fiabilité différente pourrait fausser la concurrence entre les deux offres.

Il convient de noter que l'article 7undecies, § 7 de la loi électricité régit la poursuite de la mise en oeuvre de l'article 25 du Règlement 2019/943. La recommandation concernant l'utilisation de la même norme de fiabilité pour la même année de fourniture n'est pas incorporée. Si, dans la période comprise entre l'enchère quatre ans avant l'année de fourniture et l'enchère un an avant l'année de fourniture, une nouvelle norme de fiabilité est fixée par l'Etat membre sur la base de données modifiées, cela doit pouvoir influencer la détermination du volume pour les enchères suivantes.

Ceci est conforme à l'article 11 du Règlement 2019/943, qui stipule que le coût de l'énergie non distribuée doit être mise à jour au moins tous les cinq ans, ou à intervalles plus rapprochés lorsqu'elles observent une modification significative (le coût de l'énergie non distribuée est un paramètre d'entrée important pour la norme de fiabilité, note de l'éditeur).

Un ajustement de la norme de fiabilité peut avoir un impact dans les deux sens (c'est-à-dire plus ou moins de volume dans T-4 et T-1, respectivement).

Déterminer le volume pour l'année de fourniture Cette proposition a été intégrée dans le texte de l'arrêté royal, notamment à l'article 11.

Détermination du volume réservé pour l'enchère T-1 La loi prévoit la disposition suivante à l'article 7undecies, § 4, dernier alinéa : « Cette proposition contient également une proposition de volume minimal à réserver pour la mise aux enchères se déroulant un an avant la période de fourniture de capacité. Ce volume minimal à réserver est au moins égal à la capacité nécessaire, en moyenne, pour couvrir la capacité de pointe totale pendant moins de 200 heures de fonctionnement par an . » Dans sa proposition, la commission suggère que cette disposition soit interprétée comme signifiant que ce volume n'est rempli que de capacité ayant un coût marginal égal au prix plafond sur le marché de l'électricité. Elle se réfère ici à l'annexe 1 de sa proposition, où l'on peut voir que le volume pour la mise aux enchères se déroulant un an avant la période de fourniture de capacité serait compris entre 6 et 8 GW. Il est considéré comme étant disponible à 100 %, sans contrainte d'énergie ou d'activation.

Il est considéré que cette proposition ne peut être suivie.

L'interprétation de la commission n'est pas conforme à la volonté du législateur, comme on peut le déduire de la note explicative de l'amendement qui a conduit à son inclusion dans la loi CRM du 22 avril 2019 (Doc 54 3584/002, pages 17-19).

En outre, l'interprétation prévue par l'arrêté royal, qui a donné lieu à des calculs dans le rapport du gestionnaire de réseau conformément à l'article 6 de l'arrêté royal (disponible sur https://www.elia.be/en/users-group/crm-implementation), calcule déjà un volume d'environ 1,5 GW, ce qui représente plus de 3 à 4 GW si l'on tient compte des facteurs de réduction des technologies comme la gestion de demande ou le stockage pour lesquels il n'est pas déraisonnable d'assumer qu'ils pourraient participer à une mise aux enchères un an avant la période de fourniture (comme la commission l'a également proposé).

Un tel volume est déjà important et est nettement supérieur à ce qui est appliqué dans d'autres pays européens disposant d'un mécanisme de capacité. Par exemple, pour l'année d'approvisionnement 2018/19, le Royaume-Uni avait réservé 2,5 GW pour la vente aux enchères T-1, contre 48,6 GW pour la vente aux enchères T-4. Dans le CRM irlandais, environ 2 à 5 % du volume est réservé à la vente aux enchères T-1.

Dans le système italien, au moins 1 % est réservé aux "enchères d'ajustement".

La proposition de la commission signifierait que plus de 50 % du volume prévu (avant que la capacité non éligible ne soit encore déduit) serait réservé pour la mise aux enchères un an avant l'année de fourniture.

Outre le fait que cela n'est pas conforme aux souhaits du législateur ni aux pratiques en vigueur dans d'autres pays européens, cette proposition entraînerait également un risque inacceptable pour la sécurité de l'approvisionnement. Si de telles quantités de capacités ne peuvent être trouvées dans la T-1, il y a de fortes chances qu'elles ne puissent pas non plus être construites à temps.

Il est également important de garantir des conditions de concurrence équitables entre les différentes technologies et entre les capacités nouvelles et existantes. Il s'agit d'une exigence claire qui découle des règlements européens. Si un volume aussi important devait être réservé pour l'enchère en T-1, il est plus que probable qu'aucune nouvelle capacité ne pourrait participer à l'enchère en T-4, ce qui serait contraire à ces principes.

Méthodologie pour l'établissement de la courbe de la demande pour les mises aux enchères - Application du principe de proportionnalité La commission fait valoir que les coûts encourus par le CRM doivent compenser les avantages que ces coûts entraînent. Le coût du CRM devrait être limité ex ante à la réduction du coût du problème (qu'elle définit comme le coût de l'énergie non distribuée).

Avant d'entrer plus concrètement dans les implications de ce principe, il est à noter que ce principe dit de proportionnalité ne trouve aucun fondement dans la loi, qui a encore été modifiée après la loi CRM du 22 avril 2019. Le seul endroit où la loi électricité parle de "redevance proportionnelle" est chez les règles de fonctionnement, ou est stipulé que leur but est de « garantir que les rémunérations de capacité octroyées soient adéquates et proportionnées ». Veiller à ce que les rémunérations de capacité soient adéquates et proportionnées est un objectif principal du gouvernement et un principe qui imprègne tous les aspects envisagés du CRM. La commission propose de fixer ex ante un budget maximum pour le CRM, basé sur le EENS évité et la valeur de VOLL. L'article 25, paragraphe 1, du Règlement 2019/943 stipule : « Lorsqu'ils appliquent des mécanismes de capacité, les Etats membres disposent d'une norme de fiabilité. Une norme de fiabilité indique, d'une manière transparente, le niveau de sécurité d'approvisionnement nécessaire de l'Etat membre. » On peut déduire de cette disposition que si un mécanisme de capacité est appliqué, le niveau requis de sécurité d'approvisionnement est déterminé par la norme de fiabilité. Avant même que cette disposition ne soit inscrite dans le Règlement, une approche similaire était déjà utilisée dans les mécanismes de capacité d'autres pays européens. Cela est clairement expliqué dans la réponse d'Elia du 27 mars 2020 ("Contribution d'Elia à la consultation des acteurs du marché au sein de la direction générale de l'énergie sur les paramètres utilisés pour déterminer le volume de capacité acheté dans le cadre du mécanisme de capacité", disponible à l'adresse suivante : https://economie.fgov.be/nl/themas/energie/bevoorradingszekerheid/ capaciteitsremuneratiemechanis#toc_heading_14, page 28, bas de page, point Bx).

La méthode de détermination de la norme de fiabilité, qui a été adoptée conformément à l'article 23, paragraphe 6, du Règlement 2019/943, prévoit notamment que : "The LOLE threshold pursuant to Article 18 reflects an economic optimisation between the marginal cost of a new capacity resource (CONE) or a renewal/prolongation (CORP) where relevant, and the marginal reduction of EENS (LOLE * VOLLRS). The optimum is reached when these two quantities are equal." Ainsi, la norme de fiabilité découle d'une "maximisation du bien-être", comparant la valeur de l'énergie non-distribuée avec le coût d'un nouvel entrant, L'optimum économique est atteint lorsque le bénéfice marginal et le coût marginal de la fiabilité sont égaux. Cela signifie que l'ajout d'une unité de capacité supplémentaire au système impliquerait un coût plus élevé que le bénéfice attendu de cette unité supplémentaire.

Toutefois, la proposition de la commission conduirait à un prix maximum dans le CRM qui serait sensiblement inférieur à la valeur attendue de Net Cone (qui est utilisée pour déterminer le prix maximum). Cela est démontré par des chiffres concrets dans la contribution susmentionnée du gestionnaire de réseau, pages 31-37).

La commission le reconnaît également en tant que tel dans sa proposition, où elle indique au paragraphe 179 que si le volume d'enchères voulu ne peut être respecté dans la limite de coût fixée, une capacité moindre que le volume prévu serait contractée, ce qui aurait un impact sur l'EENS et donc sur la limite de coût. La courbe de la demande devrait alors être à nouveau ajustée pour tenir compte des nouvelles valeurs de l'EENS. Il est clair que cette approche itérative se traduirait par un processus complexe, incertain et non transparent. Il est considéré que la proposition de la commission sur ce point ne peut être suivie. Une alternative, conforme aux principes déjà applicables dans d'autres mécanismes européens de rémunération des capacités et conforme au Règlement 2019/943, est adoptée. - Fixer le plafond des prix La commission propose que le plafond des prix soit fixé au même niveau que le Net Cone. Dans l'arrêté royal, le plafond des prix est fixé à un montant égal au Net Cone multiplié par un facteur de correction X, tel que déterminé conformément à l'article 4, § 3.

La valeur du facteur de correction X tient compte des incertitudes liées à l'estimation du coût net d'un nouvel entrant, tant aux différences de coûts entre les technologies, au niveau de la variabilité des coûts bruts d'un nouvel entrant associés à différentes technologies qu'au niveau de la détermination des rentes inframarginales annuelles gagnées sur le marché de l'énergie et les revenus nets sur le marché des services auxiliaires d'équilibrage.

L'application d'un facteur de correction est conforme aux mécanismes de rémunération des capacités dans les autres pays européens. - La courbe de la demande La raison pour laquelle cette forme de courbe de demande n'a pas été incluse a déjà été expliquée en ce qui concerne le principe de proportionnalité. - Pay-as-bid versus Pay-as-cleared L'article 7undecies, § 10 de la loi prévoit : « Les mises aux enchères sont organisées selon la méthode "pay-as-bid", dont les modalités sont précisées dans les règles de fonctionnement visées au paragraphe 12. Le Roi peut rendre une autre méthode applicable sur la base d'un rapport établi tous les deux ans par le gestionnaire de réseau et concernant les enchères déjà organisées, et sur proposition de la commission, pour autant qu'il soit constaté que la méthode « pay-as-bid » ne permet pas d'atteindre la sélection de capacités la plus efficace en termes de coûts et qu'une autre méthode puisse entraîner une sélection de capacités plus efficace en termes de coûts. Si une autre méthode est rendue applicable, ses modalités sont déterminées dans les règles de fonctionnement visées au paragraphe 12. » Suivre la logique « pay-as-bid » est ancrée dans la loi. Le passage à une autre méthode n'est possible que s'il est établi que cette méthode ne permet pas d'obtenir la sélection de capacité la plus rentable et qu'une autre méthode est susceptible d'entraîner une sélection de capacité plus rentable. - Affinement de la courbe de la demande La non-adhésion à cette proposition a été expliquée dans l'application du principe de proportionnalité. La commission confirme dans cette section que, grâce à ce principe, il est possible que la capacité contractée soit inférieure au volume prévu. - Contrats pluriannuels La commission estime qu'il faut éviter que des capacités coûteuses avec un contrat pluriannuel dans les années suivantes empêcheraient la conclusion de contrats pour des capacités bon marché. La commission déclare que la manière la plus évidente serait de limiter la redevance de capacité dans les années suivantes du contrat pluriannuel à un peu moins que la redevance de capacité maximale contractée. Toutefois, elle estime que cela détruirait la raison d'être d'un contrat pluriannuel, qui est de fournir une certitude quant aux recettes.

Elle propose donc d'imposer une limite de prix spécifique aux contrats pluriannuels en cas de baisse moyenne de l'EENS, qui est calculée comme le coût total moyen de l'EENS évité calculé pour les années où la baisse moyenne de l'EENS est évitée à partir de l'année de fourniture, divisé par le volume total des enchères pour une année de livraison.

Premièrement, il convient de noter que le fait que des études antérieures prévoient une EENS plus faible pour les années 2028 et au-delà (en d'autres termes, très loin dans le futur et donc avec des incertitudes considérables) ne change rien au fait qu'une pénurie importante de capacité est calculée pour 2025. Cette pénurie de capacité, résultant notamment de la sortie du nucléaire par laquelle 6 GW de capacité contrôlable quittent le marché belge, ne peut être comblée par les seules capacités existantes. En tout état de cause, il est nécessaire de disposer de nouvelles capacités.

En outre, il est pertinent de mentionner que l'objectif des contrats pluriannuels est de permettre aux nouvelles capacités (qui, dans de nombreux cas, nécessitent des investissements importants avec des périodes d'amortissement plus longues) de concurrencer les capacités existantes. La raison principale de l'octroi de contrats pluriannuels est d'assurer des conditions de concurrence équitables entre les capacités existantes, rénovées et nouvelles. Cet objectif s'applique également à chaque vente aux enchères.

Si, dans certaines enchères, une limite de prix "supplémentaire" est imposée, qui n'est pas calculée sur la base d'un "missing money" ou d'un net-CONE comme prévu dans les autres enchères, il est clair que la capacité souhaitant participer à ces enchères serait traitée de manière discriminatoire.

En outre, on peut déduire des informations issues de l'enquête publique qu'il en résulterait un plafond de prix s'écartant sensiblement du net-CONE, qui est en particulier le montant que les participants au marché ne gagneraient pas sur le marché. L'imposition d'un tel plafond de prix garantirait donc que les acteurs du marché ne tirent pas de revenus suffisants du mécanisme de capacité et ne participent donc pas. Par conséquent, il ne serait pas garanti que la norme de fiabilité soit respectée. Pour les raisons exposées ci-dessus en ce qui concerne l'application du principe de proportionnalité, cette proposition ne peut être acceptée.

En outre, il convient de noter que, outre les catégories d'un an et de quinze ans, des catégories supplémentaires de trois et huit ans maximum sont également prévues dans la loi sur l'électricité. Ainsi, l'octroi de contrats pluriannuels est déjà limité à ce qui est strictement nécessaire pour permettre à différentes capacités de se concurrencer (et un `lock-in' excessif est donc déjà limité). Cette approche est plus détaillée que ce qui est envisagé dans d'autres pays européens.

Définitions (chapitre 1) Pour la compréhension générale de l'arrêté royal, un certain nombre d'aspects spécifiques sont définis. Ces définitions sont complémentaires des définitions figurant dans d'autres documents juridiques ou réglementaires, tels que la loi sur l'électricité et la législation européenne.

Scénario de référence et valeurs intermédiaires (chapitre 2) Le point de départ de tout calcul visant à déterminer les futurs besoins de capacité et d'autres paramètres est le scénario de référence. Ce dernier combine une multitude d'hypothèses et de valeurs pour le calcul de ces éléments, dont les paramètres relatifs à la consommation, à l'offre et à la capacité d'interconnexion au niveau belge et sur d'autres marchés pertinents. Le scénario a un impact conséquent sur les résultats. Il ne doit pas seulement chercher à refléter l'éventuel état futur du système, il doit également viser les situations pour lesquelles l'Etat belge veut se couvrir et assurer sa sécurité d'approvisionnement et pour lesquels l'Etat belge n'a aucune influence. En effet, la dépendance structurelle de la Belgique aux importations pour sa sécurité d'approvisionnement et son degré élevé d'interconnexions font que la prise en compte d'évènements se déroulant à l'étranger mais ayant une incidence sur la Belgique est cruciale. Ceux-ci pourraient inclure par exemple : des changements de mix de capacité installée; des indisponibilités de longue durée de certaines capacités ou le risque de ne pas atteindre à temps des critères européens de mise à disposition au marché des capacités transfrontalières. La détermination des contours du scénario à employer est dès lors un choix politique prédominant.

Le scénario de référence est construit en plusieurs étapes afin de répondre aux différents objectifs visés. Celles-ci sont expliquées dans les articles 3, 5 et 6, § 1 de l'arrêté royal.

Un ou plusieurs scénarios et sensibilités sont sélectionnés à partir de la dernière évaluation européenne disponible visée à l'article 23 du règlement (UE) 2019/943 et/ou de l'évaluation nationale visée à l'article 24 du règlement (UE) 2019/943 au moment de la sélection.

Cette sélection comprend au moins le scénario central de référence européen visé à l'article 23, paragraphe 1, 5, point b), du règlement (UE) n° 2019/943 . En attendant que ces évaluations soient disponibles, une sélection sera effectuée parmi les autres études disponibles. Ce scénario est ensuite mis à jour sur la base des publications les plus récentes (non encore incluses dans le scénario de l'évaluation européenne) pour tenir compte des informations les plus récentes. Le CRM étant considéré comme le filet de sécurité essentiel pour la sécurité d'approvisionnement de la Belgique, certaines sensibilités peuvent être définies pour tenir compte d'événements susceptibles d'avoir un impact sur la sécurité d'approvisionnement en Belgique, y compris des événements en dehors de la zone de contrôle belge. Les scénarios et sensibilités sélectionnés, y compris les données et hypothèses sur lesquelles ils sont fondés, font l'objet d'une consultation publique comme indiqué à l'article 5.

Une capacité supplémentaire est ajoutée au scénario de référence, si nécessaire, afin que le scénario utilisé soit approprié et réponde à l'objectif du mécanisme de gestion de la crise de remplir les critères de sécurité d'approvisionnement9 . Cette dernière étape est nécessaire pour calculer les paramètres requis et est expliquée à l'article 6, § 1 de l'arrêté royal.

En ce qui concerne l'établissement du scénario de référence, le Conseil d'Etat a indiqué dans son avis 69.020/3 du 13 avril 2021 que l'arrêté royal ne pouvait pas autoriser le ministre car l'établissement du scénario de référence ne serait pas une règle de nature secondaire ou détaillée.

Il convient toutefois de noter à cet égard que l'article 7undecies, § 2 de la loi électricité confie au Roi la tâche déterminer structurellement (non périodiquement) les paramètres de volume et leur méthode de calcul. D'autre part, en vertu de l'article 7undecies, § 6 de la loi électricité, il appartient au ministre de déterminer périodiquement les valeurs spécifiques des paramètres nécessaires à l'organisation des enchères. En ce sens, il est logique que le scénario de référence spécifique, qui n'est que l'application périodique de la méthode structurelle définie par le Roi dans le présent arrêté, soit également déterminé par le ministre.

La détermination du scénario de référence doit être considérée comme une mesure préliminaire, nécessaire pour effectuer certains calculs, propositions et avis conformément aux articles 5, 6, § 2, 7, 8 et 12 du présent arrêté royal. A cet égard, il convient de noter que l'article 3 du présent arrêté royal décrit une procédure approfondie, avec les consultations, avis et propositions nécessaires, pour parvenir au scénario de référence. L'essence du règlement relatif à l'établissement du scénario de référence est donc déterminée par le Roi lui-même. Le ministre prend une décision finale sur la base d'une proposition du régulateur, sur laquelle un avis est donné par l'autorité compétente en matière de sécurité d'approvisionnement, c'est-à-dire la Direction générale de l'énergie. Conformément à la résolution 1220/007, la Chambre des représentants est également consultée sur l'ensemble des données et des hypothèses retenues comme scénario de référence. A partir de l'année 2021, la décision sera également prise après consultation en Conseil des ministres. La délégation au ministre est donc suffisamment définie.

Valeurs intermédiaires La commission établit, en collaboration avec le gestionnaire du réseau, une proposition des valeurs intermédiaires suivantes : 1° le coût brut d'un nouvel entrant des technologies reprises dans la liste réduite de technologies;2° le facteur de correction X, permettant de déterminer le prix maximum, visé à l'article 10, § 8 et 9, et permettant de calibrer le volume maximum au prix maximum, en adaptant le niveau de sécurité d'approvisionnement. Cette proposition inclut également la valeur du coût moyen pondéré du capital qui a été pris en compte au article 4, § 1.

Le rapport de l'opérateur du système (chapitre 3) Conformément aux dispositions légales, l'opérateur du système prépare un rapport et une proposition pour le 15 novembre au plus tard de l'année précédant la mise aux enchères.

Paramètres qui déterminent la quantité de capacité à acheter (chapitre 4) La courbe de la demande pour les enchères du T-4 est construite sur la base de trois points : - Le point B est caractérisé par le coût net d'un nouvel entrant, calculé conformément au présent arrêté royal, en ordonnée. En abscisse, ce point B correspond au volume requis lors d'une enchère (en tenant compte de la consommation moyenne d'électricité en situation de pénurie simulée, des réserves requises pour maintenir l'équilibre du réseau, de l'énergie moyenne non livrée attendue en situation de pénurie simulée, de la capacité non éligible, de la capacité déjà contractée et du volume à réserver pour l'enchère un an avant la période de livraison de la capacité). - Le point C est caractérisé par un coût nul en ordonnée et le volume requis aux enchères en abscisse. - Le point A est caractérisé par le prix maximum en ordonnée. En abscisse, le point A correspond au volume spécifique calculé comme le volume du point B, mais avec une norme de confiance différente (LOLE).

LOLEA correspond à la norme de fiabilité multipliée par le facteur de correction X. La courbe de la demande pour les enchères T-1 est basée sur les mêmes points B et C que pour les enchères T-4, mais le volume requis est ajusté pour tenir compte de la capacité déjà contractée en T-4 pour la même période de livraison. Le point A correspond en ordonnée au prix maximum et en abscisse au volume requis.

La conception de la courbe de demande respecte deux principes : - Garantir la sécurité d'approvisionnement : cela signifie qu'une fois les enchères T-4 et T-1 organisées, la norme de fiabilité doit être respectée. Sinon, le CRM n'aurait pas atteint son objectif. Le point B correspondant au volume nécessaire pour satisfaire à la norme de fiabilité, il faut s'assurer que ce volume est contracté. Comme il est encore possible de contracter des capacités en T-1 après l'enchère T-4, une courbe entre le point A et le point B est possible, ce qui permet de contracter une capacité inférieure au volume calibré pour le point B dans l'enchère T-4. En revanche, contracter un volume inférieur au point B dans le cadre de l'enchère T-1 ne garantirait pas le respect de la norme de fiabilité. Par conséquent, il y a une section verticale entre le point A et le point B dans l'enchère T-1. - Garantir un système proportionnel avec le coût le plus bas possible : c'est-à-dire que le volume contracté ne doit pas dépasser le volume requis pour atteindre la norme de fiabilité, car cela augmenterait le coût total. Cela explique pourquoi la courbe de la demande est verticale entre le point B et l'intersection avec l'axe des abscisses dans les deux enchères T-4 et T-1.

Facteurs de réduction (chapitre 5) Toutes les technologies peuvent participer au CRM, conformément bien sûr aux critères d'éligibilité. Cependant, toutes les technologies ne contribuent pas de la même manière à l'adéquation des ressources. En effet, les technologies de production, de stockage d'électricité et de participation active de la demande possèdent toutes des niveaux de disponibilités différents liés aux arrêts fortuits, aux conditions climatiques, à des contraintes techniques, etc. Afin de garantir des conditions de concurrence équitables, ces différents niveaux de disponibilité sont pris en compte dans différentes catégories par le biais de facteurs de réduction. Ces différentes catégories ont été déterminées pour s'assurer d'une part que toutes les technologies puissent y participer et d'autre part que les technologies soient associées à un facteur de réduction considérant leurs caractéristiques techniques.

Le niveau de disponibilité prévu (ou la contribution à l'adéquation des ressources) est donc un pourcentage (toujours inférieur ou égal à 100 %) de la puissance de référence nominale. Ces niveaux sont définis avant chaque mise aux enchères (et fixés pour toute la durée du contrat) par technologie et sont appelés facteurs de réduction.

Une approche similaire doit être appliquée aux interconnexions, afin de déterminer par frontière la capacité d'entrée maximale pour la capacité étrangère indirecte, c.-à-d. le volume maximal, exprimé en puissance, qui pourrait être contracté dans une zone de marché voisine.

Afin de déterminer ces facteurs de réduction avant chaque mise aux enchères, il convient de suivre une méthodologie telle qu'établie dans le présent arrêté royal. L'objectif prédominant du CRM est de garantir la sécurité d'approvisionnement de la Belgique. La contribution des différentes technologies à cet objectif doit donc être calculée aux moments déterminants pour la sécurité d'approvisionnement. Ces moments sont déterminés par les « situations de pénurie simulées », qui sont, sur base d'une simulation, les heures durant lesquelles la charge ne pourra pas être couverte ou durant lesquelles la charge ne pourrait pas être couverte en cas de charge additionnelle de 1MW. Les situations de pénurie simulées sont définies grâce à des outils de modélisation (similaires à ceux utilisés dans le cadre de l'évaluation de l'adéquation des ressources au niveau européen et national référencée à l'article 23 du Règlement (UE) 2019/943) sur la base du scénario décrit ci-dessus pour la détermination des paramètres du CRM. Pour les installations thermiques avec programme journalier, les facteurs de réduction associés à chaque technologie peuvent être calculés sur la base des taux d'arrêts forcés historiques. Pour toutes les autres technologies (dépendantes des conditions météo, à énergie limitée, raccordées aux réseaux de distribution ou les catégories d'agrégation), les facteurs de réduction sont basés sur les résultats de modélisation du scénario pris comme référence. Afin de permettre un niveau maximal de flexibilité et la participation active de la demande au CRM, les technologies ne disposant pas d'un programme journalier se voient offrir (pour les technologies à énergie limitée) ou sont autorisées à choisir (pour les autres technologies) un Accord de Niveau de Service (ou SLA) selon leurs besoins et caractéristiques, sur base de leurs contraintes techniques. Un facteur de réduction approprié est déterminé pour chaque Accord de Niveau de Service.

Pour les interconnexions, dans l'attente de la mise en oeuvre des méthodes décidées par l'ACER en décembre 2020 conformément à l'article 26.11 (a) du Règlement 2019/943, la contribution se base sur les résultats de modélisation et tient compte de la manière dont les échanges transfrontaliers sont incorporés au modèle (grâce à une approche fondée sur les flux ou sur la capacité de transfert nette).

Prix maximum intermédiaire (chapitre 6) Afin de garantir que le CRM soit conçu de façon à minimiser les coûts globaux conformément à l'article 7undecies, § 1 (alinéa 3) de la Loi électricité, une mesure importante consiste en l'implémentation de prix maximaux, c'est-à-dire le niveau maximum de rémunération de capacité que des unités du marché de capacité peuvent soumissionner et percevoir.

Un prix maximum global - applicable à toutes les unités du marché de capacité pour toutes les durées de contrat de capacité (soit le prix maximum payé lors de l'enchère) - est déjà prévu, et en outre un prix maximum intermédiaire est aussi intégré dans le design. Ce seconde prix maximum, dont la méthodologie est décrite dans le chapitre 6 de cet Arrêté Royal, représente un prix maximum qui n'est applicable qu'à certaines unités du marché de capacité.

Le prix maximum intermédiaire s'applique aux capacités pour les contrats d'un an. On opère ainsi une distinction entre les capacités nécessitant très peu d'investissements voire aucun (contrats d'un an) et celles exigeant des investissements conséquents (avec possibilité de contrats de plus d'un an). En fixant un plafond de prix intermédiaire, on évite que des capacités qui ne nécessitent pas d'investissements importants puissent recevoir, lors des mises aux enchères du CRM, des revenus disproportionnés. En outre, il n'est pas prévu de prix maximum intermédiaires supplémentaires pour les capacités éligibles à des contrats pluriannuels, puisqu'il n'y a pas de corrélation claire entre le niveau de « missing money » et les catégories de capacités pluriannuelles (et leurs niveaux d'investissement sous-jacents). Par conséquent, les capacités éligibles à des contrats pluriannuels ne seront assujetties qu'au prix maximum global.

Ce prix maximum intermédiaire représente donc le prix d'offre maximum que les capacités éligibles pour les contrats d'un an peuvent offrir et la rémunération maximale qu'elles peuvent percevoir. Afin de déterminer le niveau de ce prix maximum intermédiaire, la méthodologie décrite dans le présent Arrêté Royal se base sur une calibration annuelle du « missing money » estimé de la technologie la moins performante à l'heure actuelle sur le marché. Bien que l'ensemble des capacités éligibles à un contrat d'un an ne corresponde pas nécessairement ou exclusivement aux capacités existantes, l'analyse worst performer parmi les technologies existantes dans le marché est considérée comme un point de référence approprié pour les capacités nécessitant des investissements minimaux.

Le « missing money » (qui est en substance ce que les détenteurs de capacité sont censés offrir à la mise aux enchères) est calculé comme des coûts moins des revenus. Les coûts sont déterminés comme la somme de (1) des coûts d'exploitation et de maintenance annuels fixes, (2) du total des dépenses d'investissements récurrentes futurs annualisées qui ne sont pas directement liées à une prolongation de la durée de vie technique de l'installation ou à une augmentation de la puissance de référence nominale (et donc pas considérées comme des investissements admissibles pour obtenir un contrat pluriannuel), comme par exemple les coûts nécessaires pour les entretiens majeurs des installations qui n'ont pas forcément lieu chaque année et (3) des coûts variables à court terme (comprenant les coûts de carburants, les coûts de CO2 et des autres coûts variables opérationnels et de maintenance). Les revenus pris en compte sont les revenus du marché de l'énergie compte tenu de l'estimation du prix d'exercice applicable sur la technologie concernée, et des revenus nets du marché des services auxiliaires d'équilibrage. En outre, mais uniquement pour les technologies dont les coûts variables sont élevés, c'est-à-dire les technologies qui ne sont pas fréquemment activées sur le marché de l'énergie, les coûts considérés sont majorés du coût d'un seul test d'activation. Le coût du test d'activation est particulièrement important pour ces technologies, car comme elles ne sont pas fréquemment activées sur le marché de l'énergie, la probabilité d'être testées est grande, et donc la prise en compte d'un coût de test d'activation est pertinent.

En particulier, pour déterminer certains éléments de coût requis, Elia demande l'aide d'un expert indépendant. A cet égard, l'expert indépendant présentera, de manière étayée dans une étude, diverses données relatives aux éléments de coût pertinents pour l'estimation du prix maximum intermédiaire pour toutes les technologies existantes dans le marché considérées. Il est jugé approprié que la sélection de l'expert indépendant et le suivi de cette étude se fasse si possible en concertation avec la commission, puisqu'il existe un lien entre l'estimation des coûts pour la détermination du paramètre netCONE pertinent pour la calibration de la courbe de la demande exécuté par la commission et les coûts pour la détermination du prix maximum intermédiaire et l'évaluation des dérogations du prix plafond intermédiaire par la commission.

Les rentes marginales annuelles gagnées sur le marché de l'énergie sont déterminées sur la base d'une simulation telle que développée à l'article 6, en tenant compte d'un scénario de référence tel que décrit à l'article 4, § 7, et considèrent les revenus médians (P50) afin de raisonnablement prendre en compte l'aversion au risque dans la prise de décision des investisseurs.

Pour déterminer les revenus du marché des services auxiliaires d'équilibrage, les données historiques sont analysées. En particulier, les coûts d'approvisionnement historiques d'une période continuent de 36 mois sont pris en compte, en cherchant un équilibre entre le fait de ne pas tenir compte des revenus d'un passé trop lointain et le fait de ne pas être trop sensible aux revenus extraordinaires et donc non représentatifs. A cet égard, une période continue de 36 mois est considérée comme un équilibre approprié. Pour déterminer les revenus nets du marché des services auxiliaires d'équilibrage, les coûts liés à la fourniture de ces services sont pris en compte, y compris par exemple les coûts « mustrun ». En outre, les coûts d'opportunité liés à la fourniture de services auxiliaires d'équilibrage sont également pris en compte. Ces coûts d'opportunité peuvent être interprétés comme les revenus abandonnés liés à la fourniture de services énergétiques qui auraient pu être gagnés si la capacité n'avait pas été réservée pour la fourniture de services auxiliaires d'équilibrage. De cette façon, le double comptage des revenus est évité.

En tenant compte du coût de la capacité, d'une part, et des revenus provenant du marché de l'énergie et de la fourniture de services auxiliaires d'équilibrage, d'autre part, le prix maximum intermédiaire réduit le risque de rémunération disproportionnée par les enchères de capacité, contribuant à l'objectif global de minimiser le coût du CRM et d'éviter la double rémunération entre le CRM et le marché global de l'énergie. La méthodologie pour la détermination du niveau du prix maximum intermédiaire est aussi alignée avec la définition des seuils d'investissement distinguant différentes catégories de capacité et des coûts éligibles considérés pour ces seuils conformément à l'arrêté royal visé à l'article 7undecies, § 5 (dernier alinéa) de la Loi électricité. Enfin, l'estimation de « missing-money » est augmentée d'une marge d'incertitude de 5%, en raison du caractère éloigné de l'estimation en regard de son terme (le prix maximum intermédiaire est estimé plusieurs années avant la période de fourniture de capacité à laquelle il se rapporte) et pour tenir compte des incertitudes générales liées aux hypothèses inhérentes aux simulations effectuées pour estimer le « missing money ».

Dérogation au prix maximum intermédiaire (chapitre 7) Dans sa décision initiale du 21 septembre 2020 (référence : State Aid SA. 54915 (2019/N) - Belgique), la Commission européenne a exprimé un doute quant au prix maximum intermédiaire, et plus particulièrement quant à sa compatibilité avec les lignes directrices concernant les aides d'Etat à la protection de l'environnement et à l'énergie 2014-2020 (2014/C 200/01).

Afin de dissiper ces doutes, la loi électricité a prévu la possibilité pour le Roi de déterminer par arrêté, délibéré en Conseil des ministres, la méthode et les conditions à l'octroi d'exceptions individuelles à l'application de la (des) limite(s) de prix intermédiaire(s), après consultation des acteurs du marché.

Pour la première année, 2021, l'évaluation des demandes de dérogation aura lieu après l'enchère, conformément à l'article 21. Cette possibilité a été créée en réponse aux préoccupations exprimées par la Commission européenne en septembre 2020, à la suite desquelles il n'est plus possible, d'un point de vue administratif ou opérationnel, pour les parties concernées d'évaluer les demandes de dérogation avant l'enchère d'octobre 2021.

Pour toutes les enchères suivantes, l'évaluation des demandes de dérogation aura lieu avant l'enchère conformément à l'article 22.

Compte tenu des réactions exprimées lors de la consultation publique, il est jugé préférable de procéder à cette évaluation préalable, afin que les participants au marché aient une idée claire du prix auquel ils peuvent participer à l'enchère avant l'enchère elle-même.

Toute décision de la commission peut faire l'objet d'un recours devant la Cour du marché, conformément aux articles 29bis et 29quater de la loi électricité. Il n'est donc pas jugé nécessaire ou approprié de créer une procédure de recours spécifique.

La méthodologie précise que les éléments soumis par le demandeur de dérogation à l'appui de sa demande doivent être spécifiques à l'unité concernée sur le marché des capacités, ou unités s'il s'agit de capacités liées. En effet, les dérogations ne devraient pas être accordées sur la base d'autres estimations de paramètres généraux, tels que les coûts futurs du CO2 (en €/tCO2), les prix de l'électricité, etc.

En ce qui concerne les coûts éligibles pour soutenir une dérogation, la méthodologie précise qu'il doit s'agir de coûts commandés à partir de la première décision en application de l'article 7undecies, § 6 de la loi électricité.

La loi électricité stipule que le CRM doit être conçue de manière à ce que son prix de revient reste le plus bas possible. Tout au long de la conception du CRM, on veille à ce que les frais de capacité soient appropriés et proportionnels. Il est important d'éviter d'influencer les investissements dans la production qui sont antérieurs à la mesure. En ce sens, les coûts éligibles pour les contrats pluriannuels excluent explicitement certains coûts "irrécupérables" (voir article 3, § 1 de l'Arrêté royal fixant les seuils d'investissement et les critères d'éligibilité des couts d'investissement). De même, le prix maximum intermédiaire ne tient compte que des coûts fixes d'exploitation et de maintenance (en €/MW/an), sans tenir compte du CAPEX initial de l'investissement.

De l'estimation des coûts réalisée par le consultant Haulogy, soumise par le ministre de l'Energie au Parlement le 28 janvier, il est possible de déduire un prix d'offre supérieur au prix maximum intermédiaire pour diverses technologies existantes. Toutefois, il convient de noter que cela découle du fait que le consultant a tenu compte du CAPEX initial de l'investissement lors de la détermination du prix de l'offre. Il convient d'établir une distinction claire entre le scénario idéal pour les acteurs du marché, d'une part, et la détermination de ce que sont les restrictions légitimes à l'octroi d'aides par le gouvernement, d'autre part.

Les coûts encourus avant la première décision en application de l'article 7undecies, § 6 de la loi électricité sont donc explicitement exclus comme motifs de dérogation.

Lorsque la CREG constate, lors de l'utilisation de la dérogation de l'IPC, un comportement visé à l'article 7undecies, § 13, elle peut appliquer les mesures visées à l'article 31 de la loi de 29 avril 1999 à la personne concernée.

Prix d'exercice / prix de référence (chapitre 8) Le CRM choisi pour la Belgique est un mécanisme d'options de fiabilité. Cela implique d'une part, que les détenteurs de capacité reçoivent une rémunération fixe pour la mise à disposition de leur capacité et d'autre part, qu'ils doivent, en plus de leurs potentielles pénalités appliquées en cas de non-respect de l'obligation de disponibilité, rembourser une partie de cette rémunération lorsque le prix sur le marché de l'énergie (appelé le prix de référence) dépasse un niveau de prix prédéterminé (appelé le prix d'exercice). Cette obligation est appelé l'obligation de remboursement est appelé l'obligation de remboursement.

Pour appliquer un tel mécanisme, deux paramètres importants doivent donc être définis : 1) le prix d'exercice, soit le niveau de prix à partir duquel une partie de la rémunération devra être remboursée et 2) le prix de référence, soit le prix que le fournisseur de capacité est considéré avoir touché sur le marché de l'énergie.Pour le prix de référence, il est essentiel de spécifier le segment de marché sur lequel le prix est observé.

Une méthodologie de détermination d'un prix d'exercice et d'un prix de référence comporte plusieurs éléments de principes relatifs à l'obligation de remboursement afin de parvenir à un calibrage de ces paramètres permettant d'atteindre l'objectif poursuivi par le législateur. Le prix d'exercice et le prix de référence ne peuvent donc pas être considérés séparément d'autres principes composants l'obligation de remboursement. En effet, si ces principes ne s'appliquaient pas à l'obligation de remboursement, ou si d'autres principes s'y appliquaient, il eut été peut-être préférable d'utiliser des prix d'exercice et de référence différents. C'est pourquoi ces principes font partie intégrale de la méthodologie proposée.

Le choix du segment de marché pour le prix de référence doit être aligné avec l'objectif d'adéquation global du CRM et fournir un signal de prix suffisamment liquide auquel toutes les technologies ont accès.

Le couplage unique journalier belge est mis en avant, étant donné qu'il représente le signal de marché le plus pertinent en matière de problèmes d'adéquation, qu'il constitue un signal de marché fort en étant le marché au comptant le plus solide et le plus liquide sur les dernières années, et devrait le rester à l'avenir.

Afin d'impacter, via l'obligation de remboursement, uniquement les revenus réellement perçus et de ne pas amplifier inutilement les risques supportés par les fournisseurs de capacité (et par conséquent le prix des offres soumises et le coût global du mécanisme), il faut s'assurer par la méthodologie que ces revenus aient réellement été perçus par les fournisseurs de capacité. A cet égard, les capacités contractées dans le cadre d'indisponibilité planifiée et non planifiée sont sous conditions exemptées de l'obligation de remboursement pendant ces périodes d'indisponibilité. A noter que celle-ci ne les libère pas de toute autre obligation ou pénalité dans le cadre du CRM. Aussi, afin de ne pas inutilement gonfler les risques des fournisseurs de capacité et par conséquent les prix offerts (voire limiter leurs possibilités de participer) et de rendre possible le fait que le signal de prix donné par le CRM permettait d'abandonner, à terme, le CRM si la rentabilité dans le marché d'énergie permettait de garantir l'adéquation des ressources, l'arrêté royal prévoit un mécanisme d'arrêt des pertes (`Stop-Loss').

Si ces deux éléments n'étaient pas prévus, la calibration même du prix d'exercice aurait dû pondérer les risques supplémentaires associés à l'obligation de remboursement.

Etant donné que le niveau du prix d'exercice sera calibré chaque année avant chaque mise aux enchères et qu'il sera intégré dans les contrats attribués à la suite de la mise aux enchères de l'année en question, une méthodologie robuste et cohérente est nécessaire pour cette calibration. Le niveau du prix d'exercice devrait tenir compte de plusieurs considérations et objectifs importants : la neutralité technologique, l'ouverture à un maximum des technologies, la limitation du coût global du CRM et la prévention de revenus aléatoires, le respect du principe de l'option de fiabilité, la limitation de l'interférence avec le marché de l'énergie, la limitation de la complexité globale du mécanisme, ainsi que la garantie de sa faisabilité. La méthodologie mise en avant respecte ces objectifs et considérations de manière équilibrée. La méthodologie avancée dans le présent arrêté royal prévoit de calibrer un prix d'exercice unique pour toutes les capacités contractées, qui est également considéré pour les capacités sans programme journalier comme la valeur de leur propre coût marginal d'activation déclaré si celui-ci dépasse le prix d'exercice unique prévu à l'enchère de la capacité contractée. Cette approche permet aux capacités avec des coûts marginaux d'activation élevés (par exemple plusieurs technologies de gestion de la demande) de participer au CRM sans création de risques supplémentaires par l'obligation de remboursement.

Pour déterminer le prix d'exercice unique, la méthodologie prévue dans cet arrêté royal évalue les courbes historiques de l'offre et de la demande journalières et détermine le prix d'exercice à un niveau qui garantit qu'une part suffisamment importante des offres ait un prix inférieur au prix d'exercice.

La sélection du prix d'exercice se fait dans une plage de participation de [75; 85]% des offres de marché ayant un prix inférieur à celui-ci sur les trois derniers hivers. L'utilisation des donnés sur trois périodes hivernales implique que des effets de tendances sont pris en compte et que des évènements exceptionnels sont lissés, n'impactant pas démesurément la sélection.

Le prix d'exercice défini chaque année doit être au-dessus des coûts variables des unités du marché de capacité avec programme journalier, doit être suffisamment stable, doit également tenir compte des évolutions du marché de l'énergie, et finalement doit maintenir une chance raisonnable d'être atteint par le prix de référence.

Les coûts variables des unités du marché de capacité avec programme journalier sont déterminés sur la base des estimations des valeurs prévues au moment de la calibration pour la première période de fourniture de capacité couverte par la prochaine enchère et leur méthodologie de modélisation se fera selon le modèle du marché de l'énergie proposé dans le présent Arrêté Royal pour la définition d'autres paramètres de l'enchère.

De plus, étant donné qu'à des fins d'ouverture technologique, le prix d'exercice est également considéré comme le cout marginal d'activation déclaré plus élevé que le prix d'exercice prévu à l'enchère de la capacité contractée pour les capacités sans programme journalier, il s'agit de ne pas monter le prix d'exercice calibré à des niveaux trop importants qui créerait une double rémunération pour les capacités avec programme journalier.

Les critères mentionnés dans l'Arrêté Royal permettent de sélectionner une proposition de mise à jour du prix d'exercice, proposition se faisant sur base d'une analyse multicritère prenant en compte des éléments encore non-prévisible à l'heure actuelle du marché de l'énergie, du CRM et de l'évolution intrinsèque du prix d'exercice, dont tous les détails de-facto ne peuvent être cadrés dans le présent Arrêté Royal.

Cette analyse multicritère tient également compte de la forme de la courbe de calibrage, il est dès lors possible de choisir un prix d'exercice qui tienne compte plus consciemment de l'ouverture technologique. Par exemple, si la courbe contient une partie plate, il est peut-être souhaitable d'utiliser un prix d'exercice légèrement inférieur sans volume supplémentaire significatif excédant ce prix. La prise en compte de l'évolution du marché permet, quant à elle, d'anticiper les tendances attendues. En effet, sachant que le prix d'exercice est parfois déterminé plusieurs années à l'avance, il peut être utile de prendre en compte des évolutions attendues qui peuvent ne pas être incluses dans la courbe de calibrage (comme l'émergence de nouvelles technologies ou les évolutions suite à l'entrée en vigueur de certains mécanismes de marché). De plus, la prise en compte de la stabilité du prix d'exercice sur un certain nombre d'années, permet, par exemple, une certaine stabilité dans les perspectives des années à venir pour les participants s'appuyant sur le renouvellement régulier des contrats d'un an. Enfin, dans le but de mieux garantir le choix d'un prix d'exercice approprié, un critère de sélection est également celui de garantir que le prix d'exercice ait une chance raisonnable d'être atteint par le prix de référence.

Tous les critères de l'analyse sont fixés dans la proposition de calibration du prix d'exercice plusieurs mois avant l'enchère de telle sorte qu'aucune incertitude n'est portée dans le marché.

Une plage de [75; 85]% sur la courbe de calibration est utilisée car elle permet de trouver une solution à l'ensemble de ces éléments de sélection du prix d'exercice.

Finalement, afin que le prix d'exercice s'appliquant dans le calcul de l'obligation de remboursement ne perde partiellement son effet avec le temps, une indexation du prix d'exercice s'applique aux capacités contractées en enchère couvrant plus d'une période de fourniture de capacité, dès la deuxième période de fourniture de capacité du contrat. La valeur de l'index est calculée sur base de l'évolution du prix de l'énergie électrique belge et ses modalités du calcul de l'index sont définies dans les règles de fonctionnement et/ou dans le contrat. Cette indexation couvre le risque d'émergence potentielle de double rémunération ou inversement une contrainte plus forte qu'anticipé initialement pour le fournisseur de capacité, prenant une partie de sa rémunération sensée couvrir son manque à gagner (missing money) qui aurait pu exister si le prix de référence était resté fixe.

Dispositions finales (chapitre 9) A titre transitoire, pour la première enchère il peut être dévié du calendrier déterminé dans cet arrêté. Les parties concernées ont essayé de respecter ce calendrier autant que possible.

Le présent arrêté entre en vigueur le jour de sa publication au Moniteur belge. Compte tenu du fait qu'une première mise aux enchères doit avoir lieu en octobre 2021 et des étapes préliminaires qui doivent encore avoir lieu, c'est entrée en vigueur est nécessaire.

J'ai l'honneur d'être, Sire, de Votre Majesté le très respectueux et très fidèle serviteur, La Ministre de l'Energie, T. VAN DER STRAETEN CONSEIL D'ETAT, section de législation Avis 69.020/3 du 13 avril 2021 sur un projet d'arrêté royal `fixant les paramètres avec lesquels le volume de la capacité à prévoir est déterminé, y compris leurs méthodes de calcul, et les autres paramètres nécessaires pour l'organisation des mises aux enchères dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité' Le 15 mars 2021, le Conseil d'Etat, section de législation, a été invité par la Ministre de l'Energie à communiquer un avis, dans un délai de trente jours, sur un projet d'arrêté royal `fixant les paramètres avec lesquels le volume de la capacité à prévoir est déterminé, y compris leurs méthodes de calcul, et les autres paramètres nécessaires pour l'organisation des mises aux enchères dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité'.

Le projet a été examiné par la troisième chambre le 6 avril 2021. La chambre était composée de Wilfried VAN VAERENBERGH, président de chambre, Chantal BAMPS et Koen MUYLLE, conseillers d'Etat, et Annemie GOOSSENS, greffier.

Le rapport a été présenté par Arne CARTON, auditeur adjoint.

La concordance entre la version française et la version néerlandaise de l'avis a été vérifiée sous le contrôle de Koen MUYLLE, conseiller d'Etat.

L'avis, dont le texte suit, a été donné le 13 avril 2021. 1. En application de l'article 84, § 3, alinéa 1er, des lois sur le Conseil d'Etat, coordonnées le 12 janvier 1973, la section de législation a fait porter son examen essentiellement sur la compétence de l'auteur de l'acte, le fondement juridique et l'accomplissement des formalités prescrites. PORTEE DU PROJET 2. Le projet d'arrêté royal soumis pour avis a notamment pour objet de fixer les paramètres permettant de déterminer le volume de la capacité à prévoir et les autres paramètres nécessaires pour les mises aux enchères organisées dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité prévu à l'article 7undecies de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer `relative à l'organisation du marché de l'électricité' (ci-après : la loi sur l'électricité), inséré par l'article 4 de la loi du 15 mars 2021Documents pertinents retrouvés type loi prom. 15/03/2021 pub. 19/03/2021 numac 2021030693 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Loi modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité et modifiant la loi du 22 avril 2019 modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité portant la mise en place d'un m fermer `modifiant la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité et modifiant la loi du 22 avril 2019 modifiant la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité portant la mise en place d'un mécanisme de rémunération de capacité'. Un certain nombre de définitions sont prévues à cet effet (article 1er du projet). Afin de déterminer la quantité de capacité à prévoir et de fixer les paramètres des enchères, une sélection d'un ou plusieurs scénarios et sensibilités permet de retenir un ensemble de données et hypothèses comme scénario de référence (article 3), lequel sert de base pour le rapport et les propositions que le gestionnaire du réseau et la Commission de régulation de l'électricité et du gaz (ci-après : la CREG) établissent pour les mises aux enchères quatre ans et un an avant la période de fourniture de capacité (article 2). En vue de rédiger son rapport et sa proposition, le gestionnaire du réseau organise une ou plusieurs consultations publiques (article 5). Les modalités du rapport et de la proposition que le gestionnaire du réseau doit établir sur la base du scénario de référence sélectionné (article 6), ainsi que de l'avis que donne la CREG sur la proposition du gestionnaire de réseau (article 7), sont définies.

La CREG formule, au plus tard le 1er février de l'année des enchères, une proposition pour les paramètres déterminant le volume de la capacité à prévoir. Ces paramètres forment une courbe de demande, dont les modalités sont définies (articles 8 à 11).

La proposition susmentionnée du gestionnaire du réseau contient entre autres une proposition pour les facteurs de réduction, pour le prix maximum intermédiaire, pour le prix de référence et pour le prix d'exercice (article 6, § 2, alinéa 3). Ces facteurs de réduction (articles 12 à 14), ce prix maximum intermédiaire (articles 15 à 20), ce prix de référence et ce prix d'exercice (articles 21 à 25) sont définis plus précisément, tout comme la possibilité de déroger au prix maximum intermédiaire (articles 20bis et 20ter).

L'arrêté envisagé entre en vigueur le jour de sa publication au Moniteur belge (article 27). A titre transitoire, il est permis de s'écarter du calendrier fixé dans l'arrêté envisagé pour la première enchère (article 26).

OBSERVATION PRELIMINAIRE 3. Le projet est d'une nature très technique, si bien qu'il n'est pas aisé d'en cerner toutes les finesses.L'examen du projet au regard de normes supérieures, et notamment du droit de l'Union européenne, n'est dès lors pas évident.

Dès lors, la circonstance qu'une disposition ne fasse l'objet d'aucune observation dans le présent avis ne peut nullement signifier qu'il n'y a rien à en dire et, si toutefois une observation est formulée, cela n'implique pas qu'elle soit exhaustive. Il reviendra au Conseil d'Etat, section du contentieux administratif, et, le cas échéant, à la Cour de Justice, de se prononcer sur ce point.

FONDEMENT JURIDIQUE 4.1. Le projet trouve avant tout un fondement juridique dans l'article 7undecies, § 2, de la loi sur l'électricité. Cette disposition habilite le Roi à fixer les paramètres selon lesquels le volume de la capacité à prévoir est déterminé (alinéa 1er), à définir les autres paramètres nécessaires pour l'organisation des mises aux enchères, à savoir les facteurs de réduction, le prix de référence, les plafonds de prix intermédiaires applicables à certaines capacités répondant à des critères spécifiques et le prix d'exercice (alinéa 2), et à fixer la méthode et les conditions permettant d'obtenir une dérogation individuelle à l'application des plafonds de prix intermédiaires.

Il est permis en outre d'invoquer le pouvoir général d'exécution du Roi (article 108 de la Constitution), combiné avec l'article 7undecies, §§ 3 et 6, alinéa 1er, de la loi sur l'électricité. 4.2. L'observation qui précède vaut également pour le règlement des scénarios de référence visés aux articles 2 et 3 du projet. Le délégué a en effet confirmé que ces scénarios peuvent être considérés comme des paramètres sur la base desquels est déterminé le volume de la capacité à prévoir au sens de l'article 7undecies, § 2, alinéa 1er, de la loi sur l'électricité. 4.3. L'article 6, § 1er, du projet dispose que le gestionnaire du réseau s'assure que le scénario de référence répond au niveau de la sécurité d'approvisionnement requis en « ajoutant, si nécessaire, de la capacité supplémentaire à la zone de réglage belge ».

Interrogé sur le fondement juridique de cette disposition, le délégué a répondu ce qui suit : « Het betreft hier inderdaad een onderdeel van de berekeningsmethode zoals bedoeld in artikel 7undecies, § 2, eerste lid. Immers, het is niet gegarandeerd dat het geselecteerde referentiescenario zoals besloten volgens artikel 3 § 7 van het ontwerp KB voldoet aan het opgelegde niveau van bevoorradingszekerheid. Om geschikte, specifieke parameterwaarden te kunnen berekenen overeenkomstig artikel 7undecies, §§ 3-6 is het noodzakelijk dat in een volgende stap van de methodologie na de keuze van het referentiescenario desgevallend aan de Belgische regelzone bijkomende capaciteit wordt toegevoegd. Deze `toevoeging' is een praktische rekenstap in de modellering waarbij op `mechanische' wijze volgens de manier omschreven in de methodologie capaciteit wordt toegevoegd aan het gekozen referentiescenario zodat het uiteindelijk gemodelleerde Belgische energiesysteem voldoet aan de wettelijk voorziene betrouwbaarheidsnorm. Dit laat bijgevolg toe om alle parameters te berekenen op een wijze die coherent is met de beoogde situatie van het bereiken van die betrouwbaarheidsnorm.

Mocht deze stap in de berekeningsmethode niet voorzien worden zouden de verschillende parameterwaarden bedoeld in artikel 7undecies, §§ 3-6 bepaald worden op een manier die niet leidt tot het garanderen van de bevoorradingszekerheid en het doel van het mechanisme en van de wetgever dus niet bereiken ».

A la lumière de ces précisions, on peut admettre que l'article 6, § 1er, du projet trouve lui aussi un fondement juridique dans l'article 7undecies, § 2, alinéa 1er, de la loi sur l'électricité. 4.4. L'article 26 du projet dispose qu'à titre transitoire, et pour la première enchère, « il peut être dévié du calendrier déterminé ».

Toutefois, l'article 7undecies de la loi sur l'électricité règle déjà le calendrier dans les détails, le Roi étant uniquement habilité à remplacer, pour l'année 2021, la date du 31 mars à laquelle le ministre qui a l'énergie dans ses attributions (ci-après : le ministre) donne instruction au gestionnaire du réseau d'organiser les mises aux enchères, par la date du 30 avril (article 7undecies, § 6, alinéa 2). Le Roi a récemment mis cette habilitation en oeuvre 1.

Plusieurs dispositions du projet ont pour objet de reproduire le calendrier contenu à l'article 7undecies de la loi sur l'électricité 2. Etant donné que, sous réserve de l'observation formulée ci-dessus, il n'existe pas de fondement juridique permettant de s'écarter des dates fixées dans cette disposition de la loi sur l'électricité, la possibilité de dérogation contenue à l'article 26 du projet ne peut s'y appliquer. Dans la mesure où l'article 26 du projet peut être compris comme une habilitation au ministre lui permettant de déroger aux dates fixées dans le projet, ce qu'il convient de préciser dans le texte de cette disposition, cette dernière ne pourra dès lors se concrétiser que pour autant que son champ d'application soit limité aux seules dates fixées par l'arrêté envisagé (et non à l'article 7undecies de la loi sur l'électricité).

FORMALITES 5. Selon l'article 7undecies, § 2, alinéa 3, de la loi sur l'électricité, le Roi fixe la méthode et les conditions permettant d'obtenir une dérogation individuelle à l'application des plafonds de prix intermédiaires, « après consultation des acteurs du marché ». Il ne ressort toutefois pas des pièces jointes à la demande d'avis qu'une telle consultation des acteurs du marché ait eu lieu.

Interrogé à ce sujet, le délégué a transmis le rapport de consultation de la Direction générale Energie du SPF Economie, P.M.E., Classes moyennes et Energie `sur la méthodologie d'obtention d'une dérogation individuelle au prix maximum intermédiaire dans le cadre du CRM'.

S'il devait en résulter que le texte soumis au Conseil d'Etat doit encore être modifié, les dispositions modifiées ou ajoutées devraient être soumises à la section de législation, conformément à la règle prévue par l'article 3, § 1er, alinéa 1er, des lois sur le Conseil d'Etat.

OBSERVATIONS GENERALES 6. Dans l'avis 68.506/3 du 13 janvier 2021, le Conseil d'Etat, section de législation, a formulé les observations suivantes sur l'avant-projet devenu la loi du 15 mars 2021Documents pertinents retrouvés type loi prom. 15/03/2021 pub. 19/03/2021 numac 2021030693 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Loi modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité et modifiant la loi du 22 avril 2019 modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité portant la mise en place d'un m fermer : « 10. Un certain nombre de problèmes juridiques potentiels présents dans l'avant-projet n'ont pas été examinés plus avant par le Conseil d'Etat, et ce pour les motifs suivants. 10.1. La Commission européenne a identifié un certain nombre d'inégalités de traitement à la lumière de l'appréciation de la compatibilité du régime en projet avec les règles relatives aux aides d'Etat 3. L'une de ces inégalités de traitement, à savoir l'utilisation de plafonds de prix intermédiaires, est en partie atténuée dans l'avant-projet par la possibilité pour la CREG de permettre en la matière des exceptions individuelles dans le cadre défini par le Roi (article 7undecies, § 2, alinéa 3, en projet, de la loi sur l'électricité). D'autres inégalités, telles que le fait de dissuader la participation de technologies intermittentes ayant d'importants facteurs de réduction 4, semblent par ailleurs inhérentes à la réglementation en projet. Compte tenu du lien de connexité étroit avec l'examen relatif aux aides d'Etat, qui revient exclusivement à la Commission européenne, sous le contrôle de la Cour de Justice, le Conseil d'Etat n'adopte pas de point de vue sur ce point. 10.2. La même observation vaut pour l'appréciation de la compatibilité du régime en projet avec les articles 22 et 24 du règlement (UE) 2019/943, qui dépend de la véracité des scénarios sur la base desquels le manque de capacité est estimé 5. Le Conseil ne dispose pas de la connaissance ni de l'expertise requises pour réaliser cette appréciation, de sorte que celle-ci est encore une fois laissée à la Commission européenne » 6.

Etant donné que le projet soumis pour avis fixe les modalités des plafonds de prix intermédiaires et de la possibilité d'obtenir une dérogation à ces plafonds, il s'impose à présent d'émettre la même réserve. 7. Le projet contient un certain nombre de dispositions qui reproduisent ou paraphrasent des dispositions de l'article 7undecies de la loi sur l'électricité, notamment en ce qui concerne les délais fixés par la loi 7. Des dispositions qui ne font que rappeler une norme supérieure, en la reproduisant ou en la paraphrasant, n'ont en principe pas leur place dans des règles d'exécution, notamment parce que la nature juridique des dispositions reproduites pourrait en devenir incertaine et que cela donne erronément à penser que l'autorité qui reproduit les règles peut les modifier. Pareille méthode ne peut se justifier que si la bonne compréhension du régime en projet exige que des dispositions d'une norme supérieure soient reproduites, et seulement à condition que l'origine des règles concernées soit précisée (par la mention « conformément à l'article ... de la loi du ... ») et que la reproduction soit correcte et littérale afin de ne pas créer de confusion quant à leur portée exacte.

Dès lors, si les auteurs du projet souhaitent maintenir ces répétitions - en principe superflues - il s'impose de préciser l'origine des règles concernées 8. En outre, on veillera dans ce cas à ce que la reproduction soit exacte, ce qui n'est pas toujours le cas actuellement. L'article 8, § 3, mentionne ainsi la date du 31 mars fixée à l'article 7undecies, § 6, alinéa 1er, de la loi sur l'électricité, sans tenir compte de la possibilité prévue à l'alinéa 2 de cette même disposition, qui a été mise en oeuvre entre-temps (voir l'observation 4.4), de remplacer cette date par celle du 30 avril.

Cette disposition doit dès lors être distraite du projet. 8. Les auteurs du projet réexamineront en profondeur la conformité entre le texte français et le texte néerlandais du projet ainsi que l'utilisation cohérente de la terminologie. Ainsi, le texte néerlandais de l'article 5 du projet utilise les notions apparemment différentes de « openbare raadpleging(en) » ( § 1er) et « openbaar onderzoek » ( § 2), alors que le texte français de ces deux dispositions fait mention de « consultation(s) publique(s) ».

Par ailleurs, le texte français du projet mentionne correctement la notion de « capacité étrangère indirecte » utilisée à l'article 2, 85°, de la loi sur l'électricité, alors que le texte néerlandais du projet fait parfois mention de « indirecte buitenlandse capaciteiten » 9, au lieu de « onrechtstreekse buitenlandse capaciteit », comme tel est le cas à l'article 2, 85°, de la loi sur l'électricité. 9. L'article 1er du projet comporte un certain nombre de définitions. Les articles subséquents du projet ne font cependant pas un usage cohérent des notions définies dans cette disposition.

Ainsi, par exemple, l'article 1er, § 2, 4°, du projet définit la notion d'« unité du marché de capacité avec contrainte(s) énergétique(s) », alors que l'article 21, §§ 7 et 8, du projet fait mention d'« unités avec contrainte(s) énergétique(s) ». Les articles 20bis, § 16, et 20ter, § 17, du projet n'utilisent pas la notion de « contrat de capacité » définie à l'article 1er, § 2, 7°, du projet, mais visent un « contrat de capacité signé », et ce alors que la condition de la signature figure déjà dans la définition précitée. Il en va de même pour l'article 21, § 9, du projet, qui répète aussi, inutilement, des éléments de la définition de la notion de « transaction » (article 1er, § 2, 10°, du projet). L'article 1er, § 2, 19°, du projet définit la notion de « prévision d'énergie non desservie », mais cette notion n'apparaît pas dans la suite du projet 10; par contre, l'article 11, § 2, 3°, du projet emploie la notion non définie de « prévision d'énergie non desservie moyenne ».

Il convient dès lors de vérifier si les notions définies à l'article 1er du projet sont employées de manière cohérente et d'adapter la terminologie utilisée dans le projet en conséquence. 10. Les articles 5, 6, 9, 10 et 19, du projet font mention des « rentes inframarginales annuelles ».Cette notion n'est toutefois pas définie à l'article 1er du projet. Invité à fournir une explication, le délégué a donné la définition suivante : « De jaarlijkse inframarginale inkomsten zijn de inkomsten uit de energiemarkt op jaarbasis na aftrek van de marginale kosten en andere variabele kosten ».

Il est recommandé de faire figurer cette définition à l'article 1er du projet. 11. Les articles 10, 16, 20, 20bis et 20ter du projet emploient également une notion qui n'est pas définie à l'article 1er, à savoir « missing-money ». A la question de savoir pourquoi ce terme anglais n'est pas défini à l'article 1er du projet, le délégué a répondu : « Het lijkt ons niet nodig of wenselijk om het begrip missing money bijkomend te definiëren. Het is een economisch concept dat volgens een gedetailleerde methodiek zoals voorzien in artikel 10, § 3 van het ontwerp KB wordt berekend.

Ook wordt het begrip `missing-money' verder gekaderd in de memorie van toelichting bij de wijziging van de Elektriciteitswet in april 2019, waarin wordt gesteld: `de deelnemers aan de veiling bieden een bepaald volume aan capaciteit aan in ruil voor een bepaald niveau van vergoeding. De vergoeding toegekend op basis van de veilingen, moet aan de capaciteitsleveranciers toelaten om hun kosten te dekken, rekening houdende met hun verwachte inkomsten uit de energiemarkten en de markten voor ondersteunende diensten, zodat zij worden aangemoedigd om actief te worden of te blijven op de Belgische markten. Anders gesteld, capaciteitsleveranciers zouden hun biedingen dienen te baseren op het niveau van `missing money' dat ze verwachten zonder de vergoeding komende uit het capaciteitsvergoedingsmechanisme ».

Ce point de vue ne peut être partagé. Comme il ressort du rapport au Roi, la notion de « missing-money » concerne, en effet, un élément important qui comprend les attentes par rapport aux offres des détenteurs de capacité : « Le `missing money' (qui est en substance ce que les détenteurs de capacité sont censés offrir à la mise aux enchères) est calculé comme des coûts moins des revenus. Les coûts sont déterminés comme la somme de (1) des coûts d'exploitation et de maintenance annuels fixes, (2) du total des dépenses d'investissements récurrentes futurs annualisées qui ne sont pas directement liées à une prolongation de la durée de vie technique de l'installation ou à une augmentation de la puissance de référence nominale (et donc pas considérées comme des investissements admissibles pour obtenir un contrat pluriannuel), comme par exemple les coûts nécessaires pour les entretiens majeurs des installations qui n'ont pas forcément lieu chaque année et (3) des coûts variables à court terme (comprenant les coûts de carburants, les coûts de CO2 et des autres coûts variables opérationnels et de maintenance). Les revenus pris en compte sont les revenus du marché de l'énergie compte tenu de l'estimation du prix d'exercice applicable sur la technologie concernée, et des revenus nets du marché des services auxiliaires d'équilibrage. En outre, mais uniquement pour les technologies dont les coûts variables sont élevés, c'est-à-dire les technologies qui ne sont pas fréquemment activées sur le marché de l'énergie, les coûts considérés sont majorés du coût d'un seul test d'activation. Le coût du test d'activation est particulièrement important pour ces technologies, car comme elles ne sont pas fréquemment activées sur le marché de l'énergie, la probabilité d'être testées est grande, et donc la prise en compte d'un coût de test d'activation est pertinent ».

Il est par conséquent recommandé de prévoir une définition de la notion de « missing-money » à l'article 1er du projet. 12. Le projet fait référence à un paragraphe d'un article du règlement (UE) 2019/943 11 d'une manière incorrecte.Au lieu d'utiliser des parenthèses () ou un signe typographique « § » pour désigner le paragraphe concerné, on écrira « paragraphe » suivi du numéro du paragraphe en question.

EXAMEN DU TEXTE Intitulé 13. Etant donné que le projet ne se limite pas à fixer les paramètres avec lesquels le volume de la capacité à prévoir est déterminé, et les autres paramètres nécessaires pour l'organisation des mises aux enchères dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité, il est recommandé d'adapter l'intitulé, afin de mieux traduire le contenu de l'arrêté envisagé. Préambule 14. Le préambule doit être adapté conformément aux observations formulées ci-dessus à propos du fondement juridique du projet.Ainsi, il y a lieu de viser en plus, dans le deuxième alinéa du préambule, l'article 7undecies, §§ 3 et 6, alinéa 1er, de la loi sur l'électricité.

Article 1er 15.1. On omettra la définition de la notion de « règlement (UE) 2019/943 » à l'article 1er, § 2, 2°, du projet, dès lors que l'article 2, 88°, de la loi sur l'électricité prévoit déjà une définition de cette notion et que cette définition est applicable à l'arrêté envisagé conformément à l'article 1er, § 1er, du projet. 15.2. L'article 1er, § 2, 14°, du projet définit la notion de « prix maximum » comme suit : « la hauteur maximale d'une offre et la rémunération maximale qui peut être obtenue pour une offre; ».

Cette définition semble donc porter sur deux éléments différents, à savoir la hauteur d'une offre et la rémunération maximale. Invité à fournir des explications à cet égard, le délégué a déclaré ce qui suit : « Deze omschrijving van de definitie is met name relevant in de context van de veilingmethode. Momenteel is in de Elektriciteitswet gekozen voor een pay-as-bid-methode, hetgeen inhoudt dat de marktpartij, bij selectie in de veiling, de vergoeding krijgt die hij heeft ingeboden. In het tegenovergestelde geval, indien er een pay-as-cleared methode zou gelden, krijgt elke marktpartij, bij selectie in de veiling, de hoogste prijs die aan een geselecteerde marktpartij werd toegekend (de clearing price).

De maximumprijs wordt in het ontwerp besluit gedefinieerd als volgt: `14° 'maximumprijs': de maximale hoogte van een bod en de maximale vergoeding die voor een bod kan worden verkregen;' Door expliciet te stellen dat het zowel een maximale biedprijs als een maximale vergoeding betreft, wordt met deze definitie een foutieve interpretatie en verwarring met betrekking tot de interpretatie en de gevolgen ervan vermeden.

Die extra duidelijkheid in de definitie is wenselijk omdat het concept van een maximumprijs ook in andere landen met een gelijksoortig mechanisme bestaat maar er soms ook andere, beperktere invullingen kan hebben. Dit is in het bijzonder relevant voor de toepassing zoals bedoeld door de wetgever van het concept `intermediaire maximumprijs' waarbij het van belang is geen verwarring te laten dat het zowel het beperken van de biedprijs als de vergoeding betreft, ook wanneer eventueel een andere methode dan de huidige voorziene `pay-as-bid'-methode wordt gehanteerd zoals mogelijk geacht overeenkomstig artikel 7 undecies, § 10, van de wet van 29 april 1999 betreffende de organisatie van de elektriciteitsmarkt (`elektriciteitswet') ».

A la lumière de cette explication, il semble indiqué de remplacer le mot « et » à l'article 1er, § 2, 14°, du projet par le membre de phrase « qui coïncide avec ». 15.3. La définition de la notion de « programme journalier » à l'article 1er, § 2, 15°, du projet vise la « partie (a) de l'article II.4 § 1 des termes et conditions du responsable de la programmation ».

Invité à fournir des explications à cet égard, le délégué a déclaré ce qui suit : « Met `deel (a) van artikel II.4 § 1 van de voorwaarden voor de programma-agent' wordt gedoeld op specifieke bepalingen van de typeovereenkomst van de programma-agent waarin modaliteiten en voorwaarden zijn opgenomen die van toepassing zijn op de programma-agent zoals beschreven in artikel 249 van het koninklijk besluit van 22 april 2019 houdende een technisch reglement voor het beheer van het transmissienet van elektriciteit en de toegang ertoe (hierna kortweg `het FTR').

Een programma-agent (scheduling agent of hierna: `SA') is een entiteit of zijn entiteiten die als taak hebben netbeheerders of, indien van toepassing, derden te voorzien van programma's van marktdeelnemers.

Artikel 110 (3) en 110 (4) van de Verordening (EU) 2017/1485 van de Europese Commissie van 2 augustus 2017 tot vaststelling van richtsnoeren betreffende het beheer van elektriciteitstransmissiesystemen (hierna `SOGL' genoemd) bepaalt dat voor elke elektriciteitsproductie-installatie en elke verbruikersinstallatie, die onderworpen is aan nationale voorwaarden geformuleerde programmeringsvereisten, de betrokken eigenaar een SA benoemt of zelf optreedt als SA. Elke marktdeelnemer en shipping agent die onderworpen is aan nationale voorwaarden geformuleerde programmeringsvereisten, benoemt of treedt op als SA. In het kader van deze voorwaarden voor de programma-agent zijn bovendien ook de artikelen 40, 46, 49 en 52 van de SOGL relevant die rechtstreeks van toepassing zijn op de gegevensuitwisseling tussen de netgebruikers en de netbeheerder, waaronder ook de prognosegegevens en realtimegegevens betreffende de hoeveelheid en beschikbaarheid van opgewekt werkzaam vermogen en werkzaam vermogensreserve, op day-ahead en intraday-basis.

In uitvoering van artikel 6.5 van de SOGL bepaalt artikel 4, § 1, 6° van het FTR dat de modaliteiten en voorwaarden op te stellen voor de programma-agentovereenkomst, ter goedkeuring aan de CREG moeten worden voorgelegd. Artikel 242, van het FTR introduceert de regels betreffende de planning van de niet beschikbaarheden.

Artikel II.4 van voornoemde typeovereenkomst van de programma-agent bevat de voorwaarden voor technische eenheden[1]. Deel (a) van artikel II.4 § 1 verwijst in het bijzonder naar `een Technische Eenheid (een Elektriciteitsproductie-Eenheid of Energieopslaginstallatie) met een Pmax Tech van minstens 25 MW, die rechtstreeks (of via een CDS) is aangesloten op het Elia-Net'. [1]https://www.creg.be/sites/default/files/assets/Publications/ Decisions/B2057NL.pdf ».

Etant donné que le contrat-type rédigé par le gestionnaire du réseau peut être modifié à l'avenir et à la lumière de la définition du « Règlement Technique Fédéral » à l'article 1er, § 2, 25° du projet, il est recommandé de remplacer le membre de phrase « partie (a) de l'article II.4 § 1 des termes et conditions du responsable de la programmation » par le membre de phrase « le contrat-type de responsable de la programmation visé à l'article 249 du Règlement Technique Fédéral ». La référence aux articles 246 à 252 et 377 de ce règlement, faite plus loin dans la définition de la notion de « programme journalier », semble dès lors pouvoir être omise. Il en va de même pour le membre de phrase « , fourni au gestionnaire du réseau en day-ahead et mis à jour conformément aux règles des termes et conditions », puisqu'il s'agit d'une paraphrase partielle de l'article 249, § 3, du règlement technique fédéral précité. 15.4. A l'article 1er, § 2, 17°, du projet, on écrira « tel que défini à l'article 2, 26, du règlement (UE) 2015/1222 de la Commission du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion ». 15.5. La définition de la notion de « capacité non éligible », à l'article 1er, § 2, 21°, du projet, sera complétée par le membre de phrase « , de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer ». 15.6. Pour définir la notion de « capacités liées », à l'article 1er, § 2, 27°, du projet, il est fait référence à la définition de la même notion dans l'arrêté « fixant les seuils d'investissements et les critères d'éligibilité des coûts d'investissement, déterminé conformément à l'article 7undecies, § 9, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer », qui doit encore être pris 12. Le projet gagnerait toutefois en lisibilité s'il reproduisait la définition inscrite dans cet arrêté. A défaut, il conviendra en tout cas de veiller à ce que les deux arrêtés entrent en vigueur simultanément.

Article 3 16. L'article 3, § 7, du projet confère au ministre le pouvoir de décider de l'ensemble des données et des hypothèses qui doit être sélectionné comme scénario de référence. Une délégation à un ministre peut uniquement porter sur des questions d'ordre accessoire ou de détail. La disposition en projet confère au ministre une latitude beaucoup plus importante. Le choix d'un certain scénario de référence constitue, en effet, selon l'article 24, paragraphe 1, du règlement (UE) 2019/943, une évaluation de l'adéquation des ressources et s'avère donc crucial pour déterminer le volume de la capacité nécessaire dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité prévu à l'article 7undecies de la loi sur l'électricité.

Il s'ensuit que ce pouvoir ne peut être confié au ministre et que la délégation inscrite à l'article 3, § 7, du projet, doit être omise.

Article 4 17.1. L'article 57, paragraphe 4, de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 `concernant des règles communes pour le marché intérieur de l'électricité et modifiant la directive 2012/27/UE' dispose que les Etats membres garantissent l'indépendance de l'autorité de régulation et veillent à ce qu'elle exerce ses compétences de manière impartiale et transparente. Cette exigence est cependant sans préjudice « d'une étroite concertation, le cas échéant, avec les autres autorités nationales concernées ou d'orientations générales édictées par le gouvernement qui ne concernent pas les missions et compétences de régulation prévues à l'article 59 ». Selon le point a) du paragraphe 5 de cet article, afin de protéger l'indépendance de l'autorité de régulation, les Etats membres veillent à ce que cette autorité puisse prendre des décisions de manière autonome, indépendamment de tout organe politique.

L'article 4, § 1er, du projet, dispose que la CREG établit, en collaboration avec le gestionnaire du réseau, une proposition des valeurs intermédiaires mentionnées dans cette disposition. Ces dernières ne sont cependant pas déterminées par la CREG, mais par le ministre. (article 4, § 3, du projet). La compétence conférée à la CREG d'établir une proposition ne semble pas non plus être en lien avec les tâches de régulation visées à l'article 59 de la directive (UE) 2019/944.

Dans la mesure où il est clair que la CREG n'est pas tenue par les points de vue formulés par le gestionnaire du réseau dans le cadre de la collaboration prévue à l'article 4, § 1er, du projet, le régime en projet peut donc être admis. 17.2. Aux termes de l'article 4, § 2, du projet, la proposition des valeurs intermédiaires visées au paragraphe 1er, établie par la CREG, inclut « la valeur du coût moyen pondéré du capital qui a été pris en compte au § 1, 1° ».

Le 1° du paragraphe 1er, auquel il est fait référence, fait toutefois mention du « coût brut d'un nouvel entrant des technologies reprises dans la liste réduite de technologies visées à l'article 10, § 4 ».

Interrogé à ce sujet, le délégué a répondu que le « coût du capital » et le « coût brut d'un nouvel entrant » sont deux éléments distincts.

Il y a lieu de l'exprimer plus clairement à l'article 4, § 2, du projet.

Article 6 18. A l'article 6, § 2, alinéa 3, 3° et 4°, du projet, on visera chaque fois le « chapitre 8 » (au lieu du « Chapitre 7 »). Article 15 19. L'article 15 du projet contient simplement une définition de la notion de « prix maximum intermédiaire ».Mieux vaut insérer cette définition dans l'article 1er, § 2, du projet.

Article 20 20. L'article 20 du projet n'étant pas divisé en plusieurs paragraphes, on omettra la mention « § 1er.».

Articles 20bis et 20ter 21.1. Les articles 20bis et 20ter du projet seront renumérotés en articles 21 et 22 et la numérotation des articles subséquents sera adaptée. Une numérotation de type « ...bis » et « ...ter » est réservée aux articles insérés entre des articles existants 13. 21.2. A l'article 20bis, § 2, alinéa 1er, du projet, il faut viser « l'article 7undecies, § 10, alinéa 1er, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer » (au lieu de « l'article 7undecies, paragraphe 10, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer »), et il faut, compte tenu de la portée de cette disposition, remplacer le mot « autorisés » par le mot « admises » dans le texte français. 21.3. Il découle de l'article 20bis, § 2, alinéa 2, du projet, que la CREG établit les conditions de forme de la demande de dérogation au prix maximum intermédiaire. Le projet ne détermine cependant pas de quelle manière ces conditions de forme sont publiées. Invité à donner des précisions à cet égard, le délégué a déclaré que le membre de phrase « sur le site Internet de la commission » va être inséré dans cette disposition.

On peut se rallier à cette proposition. Il est cependant recommandé d'insérer un même membre de phrase dans l'article 20ter, § 2, alinéa 2, du projet.

Le greffier, Le président, Annemie GOOSSENS Wilfried VAN VAERENBERGH _______ Notes 1 A savoir par l' arrêté royal du 25 mars 2021Documents pertinents retrouvés type arrêté royal prom. 25/03/2021 pub. 29/03/2021 numac 2021041003 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Arrêté royal fixant pour l'année 2021 au 30 avril 2021 la date ultime à laquelle le ministre donne au gestionnaire du réseau l'instruction pour l'organisation de la mise aux enchères visées à l'article 7undecies, § 6, de la loi du 29 avril 19 fermer `fixant pour l'année 2021 au 30 avril 2021 la date ultime à laquelle le ministre donne au gestionnaire du réseau l'instruction pour l'organisation de la mise aux enchères visées à l'article 7undecies, § 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité'. 2 Voir, par exemple, les articles 6, § 2, alinéa 1er, 7 et 8 du projet. 3 Note de bas de page 15 de l'avis cité : Décision de la Commission du 21 septembre 2020, « Aide d'Etat SA.54915 (2019/N) - Mécanisme de rémunération de la capacité », J.O. 2020, C 346/27, considérants 221 à 227. 4 Note de bas de page 16 de l'avis cité : Ibid., considérants 209 et 210. 5 Note de bas de page 17 de l'avis cité : Ibid., considérants 237 à 245. 6 Avis C.E. 68.506/3 du 13 janvier 2021 sur un avant-projet devenu la loi du15 mars 2021, Doc. parl., Chambre, 2020-21, n° 55-1779/001, p. 63. 7 Voir, par exemple, les articles 6, § 2, alinéa 1er, 7 et 8 du projet. 8 Ainsi l'article 7 du projet devrait-il viser l'article 7undecies, § 3, alinéa 4, de la loi sur l'électricité. L'article 8, § 2, du projet devrait viser l'article 7undecies, § 5, de la même loi. 9 Voir, par exemple, les articles 6, § 2, alinéa 2, 3°, et 14 du projet. 10 Dans le texte néerlandais de l'article 6, § 2, alinéa 2, 7°, du projet, il est bien fait mention de « verwachte niet geleverde energie » (sans trait d'union). 11 Voir les articles 3, § 2, 6, § 2, alinéa 1er, 10, §§ 4 et 6, 14, § 2, 17, § 1er, 19, § 2, 3°, 20bis, § 10, et 20ter, § 9, du projet. 12 Il s'agit sans doute de l'arrêté royal `fixant les seuils d'investissements et les critères d'éligibilité des coûts d'investissement', sur lequel le Conseil d'Etat rend ce jour l'avis 69.021/3. 13 Principes de technique législative - Guide de rédaction des textes législatifs et réglementaires, Conseil d'Etat, 2008, n° 53, à consulter sur le site Internet du Conseil d'Etat (www.raadvst-consetat.be). 28 AVRIL 2021. - Arrêté royal fixant les paramètres avec lesquels le volume de la capacité à prévoir est déterminé, y compris leurs méthodes de calcul, et les autres paramètres nécessaires pour l'organisation des mises aux enchères, ainsi que la méthode pour et les conditions à l'octroi d'une dérogation individuelle à l'application du ou des plafond(s) de prix intermédiaire(s) dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité PHILIPPE, Roi des Belges, A tous, présents et à venir, Salut.

Vu la Constitution, l'article 108;

Vu la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité, l'article 7undecies, §§ 2, 3 et 6, premier alinéa, inséré par la loi du 15 mars 2021Documents pertinents retrouvés type loi prom. 15/03/2021 pub. 19/03/2021 numac 2021030693 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Loi modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité et modifiant la loi du 22 avril 2019 modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité portant la mise en place d'un m fermer modifiant la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité et modifiant la loi du 22 avril 2019 modifiant la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité portant la mise en place d'un mécanisme de rémunération de capacité;

Vu le règlement (UE) 2019/943 du Parlement Européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l'électricité;

Vu la proposition du gestionnaire du réseau concernant les paramètres nécessaires pour l'organisation des mises aux enchères, c'est-à-dire les facteurs de réduction, le prix de référence, le ou les plafond(s) de prix intermédiaire(s) applicables à certaines capacités répondant à des critères spécifiques, et le prix d'exercice, y compris leurs méthodes de calcul, appelé « Proposition finale d'arrêté royal fixant la méthodologie de calcul de capacité et de paramètres, pour les enchères dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité », du 18 décembre 2019, établie après consultation des acteurs du marché, et après l'avis (A)2030 de la commission du 6 décembre 2019;

Vu la proposition E(2064) de 24 mars 2020 de la commission concernant les paramètres avec lesquels le volume de la capacité à prévoir est déterminée dans le cadre du mécanisme de capacité, y compris leurs méthodes de calcul, appelé « Proposition relative aux paramètres permettant de déterminer la quantité de capacité achetée dans le cadre du mécanisme de capacité », établie après consultation des acteurs du marché;

Vu l'avis de la Direction générale de l'Energie du 17 avril 2020 sur la proposition (E)2064 de la CREG relative aux paramètres permettant de déterminer la quantité de capacité achetée dans le cadre du mécanisme de capacité, établi après une consultation publique;

Vu le rapport de la Direction générale de l'Energie du 7 avril 2021 concernant la consultation publique sur une méthodologie pour obtenir une dérogation individuelle au plafond de prix intermédiaire;

Vu l'avis de l'Inspecteur des Finances, donné le 5 mars 2021;

Vu l'accord de la Secrétaire d'Etat au Budget, donné le 9 mars 2021;

Vu l'analyse d'impact de la réglementation fait le 7 mars 2021 conformément aux articles 6 et 7 de la loi du 15 décembre 2013Documents pertinents retrouvés type loi prom. 15/12/2013 pub. 31/12/2013 numac 2013021138 source service public federal chancellerie du premier ministre Loi portant des dispositions diverses concernant la simplification administrative fermer portant des dispositions diverses en matière de simplification administrative;

Vu l'avis 69.020/3 du Conseil d'Etat, donné le 13 avril 2021, en application de l'article 84, § 1er, alinéa 1er, 2°, des lois sur le Conseil d'Etat, coordonnées le 12 janvier 1973;

Sur proposition de la ministre de l'Energie et de l'avis de Nos ministres qui en ont délibéré en Conseil, Nous avons arrêté et arrêtons : CHAPITRE 1er. - Définitions

Article 1er.§ 1er. Les définitions contenues à l'article 2 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité, ci-après dénommée « la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer », s'appliquent au présent arrêté. § 2. Pour l'application du présent arrêté, il faut entendre par : 1° « règles de fonctionnement » : les règles visées à l'article 7undecies, § 12 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer;2° « règlement (UE) 2019/943 » : règlement (UE) 2019/943 du Parlement Européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l'électricité;3° « unité du marché de capacité » : une capacité (« unité individuelle ») ou plusieurs capacités associées (« unité agrégée »), utilisée(s) afin de passer par les étapes successives du mécanisme de rémunération de capacité (« CRM »), à savoir la phase de préqualification, puis une transaction, et ce dans le but de délivrer le service;4° « unité du marché de capacité avec contrainte(s) énergétique(s) » : une unité dans le marché de capacité avec une limite journalière d'heures pendant lesquelles elle est capable de livrer de l'énergie ou de limiter sa demande;5° « service » : les droits et obligations du fournisseur de capacité relatifs à la fourniture de capacité, tels que stipulés dans les règles de fonctionnement et le contrat de capacité;6° « niveau de service » : le niveau de service par année civile d'une unité du marché de capacité avec contrainte(s) énergétique(s), comme déterminé dans le contrat de capacité;7° « contrat de capacité » : le contrat signé entre le fournisseur de capacité et le gestionnaire du réseau conformément à l'article 7undecies, § 11 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer;8° « capacité » : la puissance associée à un point de livraison;9° « capacité contractée » : la capacité associée à une unité du marché de capacité qui a fait l'objet d'une transaction dans le marché primaire ou dans le marché secondaire (comme défini dans les règles de fonctionnement);10° « transaction » : un accord sur les droits et obligations contractuels découlant du service, conclu entre un fournisseur de capacité et le gestionnaire du réseau dans le marché primaire ou secondaire (comme définis dans les règles de fonctionnement) sur base d'un contrat de capacité, à une date de transaction, identifié par un numéro de transaction, lié à la capacité contractée et qui couvre une période de transaction (comme définie dans les règles de fonctionnement);11° « puissance nominale de référence » : la puissance maximale d'une capacité susceptible d'être offerte dans le mécanisme de rémunération de capacité.La puissance nominale de référence d'une unité agrégée correspond à la somme des puissances nominales de référence de chaque capacité qui la constitue; 12° « agrégation » : une fonction exercée par une personne physique ou morale qui combine, en vue de la vente, de l'achat ou de la mise aux enchères sur tout marché de l'électricité, de multiples charges de consommation ou productions d'électricité;13° « situation de pénurie simulée » : une situation, basé sur une simulation, durant laquelle la charge ne pourra pas être couverte ou durant laquelle la charge ne pourrait pas être couverte en cas de charge additionnelle de 1MW, par l'ensemble des moyens de production à disposition du réseau électrique belge, tenant compte des possibilités d'importation et de l'énergie disponible sur le marché;14° « prix maximum » : la hauteur maximale d'une offre qui est égale à la rémunération maximale qui peut être obtenue pour une offre; 15° « programme journalier » : le programme de production d'une unité du marché de capacité (en MW) donné sur une base quart-horaire et imposé par partie (a) de l'article II.4 § 1 des termes et conditions du responsable de la programmation (élaborées par le gestionnaire du réseau conformément aux articles 46, 49 et 52 du règlement (UE) 2017/1485 de la commission du 2 août 2017 et de l'article 246 jusqu'à 252 et article 377 du règlement technique fédéral), fourni au gestionnaire du réseau en day-ahead et mis à jour conformément aux règles des termes et conditions; 16° « heures de pointes » : les heures à partir de 08.00 (HEC) à 20.00 (HEC) de chaque jour, exclus les weekends et les jours fériés belges; 17° « couplage unique journalier » : le couplage unique journalier tel que défini dans article 2, 26, du règlement (UE) 2015/1222 de la Commission du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion;18° "NEMO" : un opérateur désigné du marché de l'électricité en application du règlement (UE) 2015/1222 de la Commission du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l'allocation de la capacité et à la gestion de la congestion;19° « prévision d'énergie non desservie » : la prévision de la demande annuelle qui ne pourra pas être fournie par des ressources disponibles sur le marché de l'énergie, exprimée en MWh;20° « volume cible » : le volume requis afin de satisfaire au niveau de sécurité d'approvisionnement, visé à l'article 7undecies, § 7, alinéas 1er et 2, de la loi du 19 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 19/04/1999 pub. 13/05/1999 numac 1999021177 source services du premier ministre Loi modifiant le Code d'instruction criminelle, le Code rural, la loi provinciale, la nouvelle loi communale, la loi sur la fonction de police, la loi du 10 avril 1990 sur les entreprises de gardiennage, sur les entreprises de sécurité et sur les servic fermer, pour une période de fourniture de capacité donnée, sans prendre en compte la capacité non éligible et la capacité contractée dans les enchères précédentes;21° « capacité non éligible » : la capacité qui ne répond pas aux critères de recevabilité visés à l'article 7undecies, § 8 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer;22° « capacité contractée dans les enchères précédentes » : la capacité qui a été contractée au cours d'une mise aux enchères précédente et dont le contrat de capacité couvre la période de fourniture de capacité visée par la nouvelle mise aux enchères;23° « coût brut d'un nouvel entrant » : la somme des coûts d'investissement annualisés et des coûts fixes annuels d'opération et de maintenance associés à une technologie, exprimée en €/MW/an;24° « coût net d'un nouvel entrant » : la partie du coût brut d'un nouvel entrant qui, dans des conditions normales de marché, ne peut être recouvrée par les revenus du marché, exprimée en €/MW/an;25° « Règlement Technique Fédéral » : l' arrêté royal du 22 avril 2019Documents pertinents retrouvés type arrêté royal prom. 22/04/2019 pub. 29/04/2019 numac 2019012009 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Arrêté royal établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci fermer établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci.26° « demandeur de dérogation » : toute personne qui, en vue d'une participation à une mise aux enchères telle que visée à l'article 2, 73°, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, soumet une demande de dérogation au prix maximum intermédiaire qui a été fixé par le ministre dans la décision visée à l'article 7undecies, paragraphe 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer;27° « capacités liées » : des capacités établies sur un même site géographique, entre lesquelles il existe un lien de nécessité et de cohérence technique et qui n'ont pas la possibilité de s'agréger, en raison de leur obligation d'introduire un programme journalier;28° « rentes inframarginales annuelles » : les rentes du marché de l'énergie sur base annuelle après déduction des couts marginaux et autres coûts variables;29° « missing money » : la redevance annuelle qui permet au fournisseur de capacité de couvrir ses coûts annualisés, en tenant compte des revenus annuels du marché de l'énergie, des marchés des services auxiliaires et des éventuelles autres revenus pertinents. CHAPITRE 2. - Détermination du scénario de référence et des valeurs intermédiaires pour calculer la quantité de capacité à acheter et les paramètres des enchères

Art. 2.§ 1er. Le gestionnaire du réseau établit son rapport et sa proposition visés à l'article 7undecies, § 3 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer et tels que décrits à l'article 7, § 2, sur la base d'un scénario de référence, visé à l'article 3, § 7, et les valeurs intermédiaires, visées à l'article 4 § 2. La commission formule sa proposition visée sur la base de l'article 7undecies, § 4, sur la base de ce même scénario de référence et les mêmes valeurs intermédiaires.

Art. 3.§ 1er. Le gestionnaire de réseau effectue, en collaboration avec la Direction générale de l'Energie et en concertation avec la commission, une sélection d'un ou de plusieurs scénarios et sensibilités selon les étapes décrites à l'article 4, §§ 2 à 4 inclus. § 2. A partir de l'évaluation européenne, visée à l'article 23 du Règlement (UE) 2019/943, et / ou de l'évaluation nationale visée à l'article 24 du Règlement (UE) 2019/943, les plus récemment disponibles au moment de la sélection, un ou plusieurs scénarios et sensibilités sont sélectionnés. Cette sélection comprend au moins le scénario de référence central européen visé à l'article 23, 1er alinéa, 5, b) du Règlement (UE) 2019/943. Tant que lesdites évaluations ne sont pas encore disponibles, une sélection est effectuée à partir d'autres études disponibles. § 3. Les données et hypothèses à partir desquelles lesdits scénarios et sensibilités ont été établis, sont mises à jour sur la base des informations pertinentes les plus récentes. § 4. En outre, d'autres sensibilités qui peuvent avoir un impact sur la sécurité d'approvisionnement de la Belgique, peuvent être définies, y inclus des évènements en dehors de la zone de réglage belge. § 5. Les scénarios et sensibilités sélectionnés, en ce compris les données et hypothèses à partir desquelles ils ont été établis, sont soumis à une consultation publique telle que visée à l'article 5. § 6. Sur la base du rapport de consultation, et en particulier des informations ayant trait à l'article 5, § 2, 1° et 2°, la commission rédige une proposition pour le Ministre de l'ensemble des données et hypothèses à retenir, qui constituent ensemble une proposition de scénario de référence.

La Direction générale de l'Energie formule un avis sur cette proposition. § 7. Compte tenu de la proposition de la commission, des recommandations du gestionnaire du réseau et de l'avis de la Direction générale de l'Energie, le Ministre décide, par arrêté délibéré en Conseil des ministres depuis la décision prise en 2021, au plus tard le 15 septembre de l'année précédant les enchères, de l'ensemble des données et des hypothèses qui doit être sélectionné comme scénario de référence. Le Ministre peut déroger à la proposition de la commission moyennant motivation adéquate.

Art. 4.§ 1er. La commission établit, en collaboration avec le gestionnaire du réseau, une proposition des valeurs intermédiaires suivantes : 1° le coût brut d'un nouvel entrant des technologies reprises dans la liste réduite de technologies visées à l'article 10, § 4;2° le facteur de correction X, permettant de déterminer le prix maximum, visé à l'article 10, § 8 et 9, et permettant de calibrer le volume maximum au prix maximum, en adaptant le niveau de sécurité d'approvisionnement, visé à l'article 11, § 2, 1°. § 2. La proposition est soumise à une consultation publique durant une période de minimum un mois et adaptée en fonction des résultats de celle-ci. Cette proposition inclut également la valeur du coût moyen pondéré du capital qui a été pris en compte au paragraphe 1, 1°, afin de calculer le coût brut d'un nouvel entrant. § 3. Les valeurs intermédiaires sont fixées au plus tard le 15 septembre de chaque année par le Ministre sur la base de la proposition de la commission et de son rapport de consultation. Le Ministre peut déroger à la proposition de la Commission moyennant motivation adéquate.

Art. 5.§ 1er. Le gestionnaire de réseau organise une ou plusieurs consultations publiques conformément à l'article 7undecies, § 3, alinéa 3, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer durant une période de minimum un mois.

Le gestionnaire du réseau informe les acteurs de marché de la tenue de cette (ces) consultation(s). § 2. Au moins les sujets suivants sont soumis à une consultation publique : 1° la mise à jour des données et des hypothèses du scénario ou des scénarios, ainsi que des sensibilités, telles que visées à l'article 3, § 3;2° la pertinence des sensibilités visées à l'article 3, § 4, en ce compris les données et hypothèses à partir desquelles elles ont été établies;3° le type de capacité supplémentaire visé à l'article 6, § 1er;4° les sources publiques des scénarios pour les années postérieures à l'année de livraison à partir desquelles les données d'entrée sont utilisées pour le calcul des rentes inframarginales annuelles visées à l'article 10, § 6;5° la liste réduite des technologies existantes qui seront raisonnablement disponibles et qui sont éligibles pour la détermination du prix maximal intermédiaire visé à l'article 18, § 1er. § 3. Le gestionnaire du réseau transmet au Ministre, à la Direction générale de l'Energie et à la commission un rapport de consultation, en ce compris des recommandations et tous les documents qu'il reçoit dans le cadre de la (des) consultation(s) publique(s). CHAPITRE 3. - Rapport du gestionnaire de réseau

Art. 6.§ 1er. Le gestionnaire du réseau s'assure que le scénario de référence tel que déterminé selon l'article 3, § 7, répond au niveau de la sécurité d'approvisionnement requis par l'article 7undecies, § 7, premier et deuxième alinéas, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer en ajoutant, si nécessaire, de la capacité supplémentaire à la zone de réglage belge : 1° provenant des types de capacité présélectionnés selon l'article 10 et proposés par le gestionnaire de réseau dans la consultation publique visée à l'article 5 et ensuite choisis par le gestionnaire de réseau en collaboration avec la Direction générale de l'Energie et en concertation avec la commission;2° d'une manière itérative sur la base d'une boucle d'optimisation économique avec un incrément à la hauteur de celui appliqué dans l'évaluation la plus récemment disponible de l'adéquation des ressources à l'échelle européenne ou nationale visée aux articles 23 et 24 du Règlement (UE) 2019/943, et de maximum 100 MW. § 2. Sur la base du scénario de référence sélectionné en vertu de l'article 3, § 7, adaptée si nécessaire en vertu de l'article 6, § 1er, et en appliquant la méthodologie telle que visée à l'article 23, alinéa 5 du Règlement (UE) 2019/943 pour autant que d'application, le gestionnaire du réseau établit le rapport et la proposition visés à l'article 7undecies, § 3 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer au plus tard le 15 novembre de l'année précédant les enchères, conformément à l'article 7undecies, § 3, troisième alinéa de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer.

La rapport contient au moins les informations et calculs suivantes : 1° le volume de capacité nécessaire et le nombre d'heures pendant lesquelles cette capacité sera utilisée au profit de l'adéquation, au moyen de la courbe de la durée de la demande, visée à l'article 11, § 5, dont on peut en outre déduire la capacité connexe qui a en moyenne moins de 200 heures de fonctionnement par an afin de couvrir la capacité de pointe totale;2° les informations dont dispose le gestionnaire de réseau en ce qui concerne la quantité de capacité non éligible;3° Pour chaque Etat membre européen limitrophe, la capacité d'entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères indirectes, visée à l'article 14;4° les rentes inframarginales annuelles pour les technologies reprises dans la liste réduite de technologies visée à l'article 10, § 6;5° la consommation moyenne d'électricité pendant les situations de pénurie simulées, visées à l'article 11, § 2, 1° ;6° le volume correspondant aux besoins d'équilibrage, visé à l'article 11, § 2, 2° ;7° la valeur moyenne de prévision d'énergie non desservie pendant les situations de pénurie simulées, visées à l'article 11, § 2, 3° ; La proposition concerne : 1° une proposition pour les facteurs de réduction conformément au Chapitre 5;2° une proposition pour le prix maximum intermédiaire conformément au Chapitre 6;3° une proposition pour la détermination du prix de référence conformément au Chapitre 8;4° une proposition pour le prix d'exercice conformément au Chapitre 8;5° le volume maximal de capacité qui peut être contracté auprès de tous les détenteurs de capacité non prouvée dans le cadre de la mise aux enchères concernée.

Art. 7.Au plus tard le 1er février de l'année de l'enchère, conformément à l'article 7undecies, § 3, quatrième alinéa de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, la commission donne un avis au ministre sur la proposition du gestionnaire du réseau visée à l'article 6, § 2, alinéa 3. CHAPITRE 4. - Paramètres qui déterminent la quantité de capacité à acheter

Art. 8.§ 1er. La commission soumet au Ministre, au plus tard le 1er févier de l'année des enchères, conformément à l'article 7undecies, § 4, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, une proposition pour les paramètres déterminant le volume de la capacité à prévoir, sur la base du rapport du gestionnaire de réseau visé à l'article 6, § 2, et de la méthodologie visée aux articles 9, 10 et 11. Ces paramètres forment ensemble une courbe de demande qui, conformément à l'article 7undecies, § 7, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, assure que la norme de fiabilité soit atteint dans l'année de livraison visée. Cette proposition contient également une proposition de volume minimal à réserver pour la mise aux enchères se déroulant un an avant la période de fourniture de capacité. § 2. Au plus tard le 1er mars de chaque année, conformément à l'article 7undecies, § 5, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, la Direction générale de l'Energie et le gestionnaire du réseau donnent un avis au ministre relatif à la proposition de la commission. § 3. Le ministre donne l'instruction visée à l'article 7undecies, § 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer.

Art. 9.§ 1er. La courbe de demande est une série de points dont les valeurs sont caractérisées par deux axes : 1° l'axe des abscisses représente le volume et est exprimé en MW;2° l'axe des ordonnées représente le prix et est exprimé en €/MW/an. La courbe de demande est construite au moyen de trois points de référence - A, B et C - qui sont déterminés au moyen de deux paramètres de prix, lesquels sont calculés conformément à l'article 10, et de deux paramètres de volume, qui sont calculés conformément à l'article 11.

Le point B vise à garantir l'atteinte du niveau de sécurité d'approvisionnement, visé à l'article 7undecies, § 7 de la loi du 19 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 19/04/1999 pub. 13/05/1999 numac 1999021177 source services du premier ministre Loi modifiant le Code d'instruction criminelle, le Code rural, la loi provinciale, la nouvelle loi communale, la loi sur la fonction de police, la loi du 10 avril 1990 sur les entreprises de gardiennage, sur les entreprises de sécurité et sur les servic fermer. Il est caractérisé par : 1° le volume requis dans une mise aux enchères en abscisse;2° le coût net d'un nouvel entrant en ordonnée. Le point A est caractérisé par : 1° pour les mises aux enchères un an avant la période de fourniture de capacité : le volume requis dans une mise aux enchères en abscisse;2° pour les mises aux enchères quatre ans avant la période de fourniture de capacité : le volume maximum pouvant être contracté au prix maximum en abscisse;3° le prix maximum en ordonnée. Le point C est caractérisé par : 1° le volume requis dans une mise aux enchères en abscisse;2° un coût nul en ordonnée. § 2. La forme de la courbe de demande est différente pour les mises aux enchères quatre ans et un an avant la période de fourniture de capacité : 1° pour les mises aux enchères un an avant la période de fourniture de capacité, la courbe de demande est caractérisée par : a) une droite verticale passant par les points A, B et C définis au paragraphe 1er;b) une droite horizontale égale au prix maximum;2° pour les mises aux enchères quatre ans avant la période de fourniture de capacité, la courbe de demande est caractérisée par : a) un segment vertical entre les points B et C;b) un segment linéaire entre les points A et B;c) un segment horizontal liant l'axe des ordonnées au point A.

Art. 10.§ 1er. La courbe de demande est déterminée au moyen de deux paramètres de prix : 1° le coût net d'un nouvel entrant;2° le prix maximum. § 2. Le coût net d'un nouvel entrant (en €/MW/an) est égal au « missing-money » de la technologie ayant le « missing-money » le plus bas parmi les technologies reprises dans la liste réduite de technologies au paragraphe 4. La technologie connexe est la technologie de référence. § 3. Le « missing-money » des technologies reprises dans la liste réduite de technologies au paragraphe 4 est déterminé en réduisant le coût brut d'un nouvel entrant par les rentes inframarginales annuelles pour la référence pour chaque technologie telle que visée au paragraphe 6, ainsi que par les revenus nets obtenus grâce à la fourniture des services d'équilibrage, visés au paragraphe 7. § 4. La méthode pour déterminer le coût brut de différentes technologies, visées à l'article 5, est la méthodologie de l'article 23, alinéa 6, du Règlement (UE) 2019/943, approuvée conformément à l'article 27, du Règlement (UE) 2019/943. En l'absence d'une telle méthode, au moment du calcul, le coût brut de différentes technologies sera déterminé suivant les deux étapes décrites ci-dessous : Premièrement, une liste réduite des technologies éligibles est déterminée sur la base des critères suivants : 1° la référence pour chaque technologie doit concerner des nouveaux entrants, qui ne sont pas encore acteur sur le marché de l'électricité et pour lesquels aucune infrastructure préexistante n'est disponible;2° la liste est basée sur les technologies existantes dans la zone de réglage belge et sur les technologies qui pourraient raisonnablement être disponibles pour l'année visée;3° pour des technologies avec un nombre d'heures de fonctionnement du même ordre de grandeur, les technologies avec des paramètres de coût significativement supérieurs sont exclus de la liste réduite;4° les technologies doivent être conformes aux limites relatives aux émissions de CO2, visées à l'article 22, alinéa 4 du Règlement (UE) 2019/943 et à toute autre limite légale. Deuxièmement, une analyse détaillée des coûts sur l'ensemble de la durée de vie de la référence pour chaque technologie est réalisée sur la base de la liste réduite des technologies éligibles et compte tenu du facteur de réduction lié à chaque technologie, tel que visé à l'article 13, dans le but de déterminer la valeur du coût brut d'un nouvel entrant et le modèle de référence associé pour chaque technologie. § 5. Le coût brut d'un nouvel entrant est réévalué au minimum tous les trois ans sur la base des dernières informations disponibles. § 6. Les rentes inframarginales annuelles estimées de la référence pour chaque technologie sont exprimées en €/MW/an et sont calculées, avec une périodicité annuelle, sur l'ensemble de la durée de vie de la référence pour chaque technologie, en prenant en compte la valeur du coût marginal de la technologie comme seuil inférieur. Ces rentes inframarginales sont déterminées, pour chaque année sur la durée de vie de l'unité de marché de capacité, sur la base de la médiane (P50) des revenus des années de simulation, sur la base du scénario de référence visé à l'article 3, § 7 et tiennent compte du niveau du prix d'exercice applicable visé à l'article 26.

Les recettes attendues sont évaluées conformément à l'article 6(9) de la méthodologie telle que visée à l'article 23, alinéa 5 du Règlement (UE) 2019/943 dès que la méthode conformément à l'article 6(9)(a) iii pour l'étude conformément à l'article 7bis, § 1er, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer est disponible et mise en oeuvre, après d'éventuelles adaptations nécessaires afin d'appliquer la méthode dans le contexte spécifique du prix maximum intermédiaire.

Si le scénario de référence n'est pas disponible pour une année sur la durée de vie de la référence pour chaque technologie, une interpolation est réalisée entre les valeurs des années pour lesquelles le scénario de référence existe, éventuellement corrigé par des données disponibles complémentaires. Ces données sont présentées par le gestionnaire de réseau et les sources de celles-ci sont soumises à une consultation publique visée à l'article 6, § 2, 4° et sont choisies par le gestionnaire de réseau en collaboration avec la Direction générale de l'Energie et en concertation avec la commission; § 7. L'estimation des revenus nets obtenus grâce à la fourniture des services d'équilibrage, visés à l'article 223, 1°, du Règlement Technique Fédéral : 1° est évaluée pour chaque technologie qui est incluse dans la liste réduite des technologies éligibles visée au § 4 de cet article;2° correspond aux coûts historiques moyens des réservations par le gestionnaire du réseau pour les services destinés au réglage de l'équilibre, sur la base des trente-six derniers mois;3° tient compte des coûts, y inclus les coûts d'opportunités, liés à la participation à ces services auxiliaires, afin d'éviter des doubles comptages entre les rentes inframarginales et les revenus du marché des services auxiliaires d'équilibrage. § 8. Le prix maximum est déterminé comme le produit du coût net d'un nouvel entrant multiplié par le facteur de correction X, comme déterminé conformément à l'article 4, § 3. § 9. La valeur du facteur de correction X tient compte des incertitudes liées à l'estimation du coût net d'un nouvel entrant, tant aux différences de coûts entre les technologies éligibles, au niveau de la variabilité des coûts bruts d'un nouvel entrant associés à différentes technologies qu'au niveau de la détermination des rentes inframarginales annuelles et les revenus nets sur le marché des services auxiliaires d'équilibrage.

Art. 11.§ 1er. La courbe de demande est déterminée au moyen de deux paramètres de volume : 1° le volume requis dans une mise aux enchères;2° le volume maximum au prix maximum. § 2. Ces deux volumes sont déterminés en cinq étapes : 1° la charge moyenne pendant les situations de pénurie simulées est prise comme référence.Pour le volume requis dans une mise aux enchères, elle est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12 et du scénario de référence visé à l'article 3, § 7. Pour le volume maximum au prix maximum, elle est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12 et du scénario de référence visé à l'article 3, § 7, mais pour lequel il est tenu compte du niveau de sécurité d'approvisionnement visé à l'article 7undecies, § 7 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, adapté par le facteur de correction X, visé à l'article 4, § 3; 2° un volume correspondant au besoin en réserves d`équilibrage est ajouté à la charge visée au 1° ;3° la valeur moyenne de la prévision d'énergie non desservie pendant les situations de pénurie simulées est retranchée du volume visé au 1°.Pour le volume requis dans une mise aux enchères, la valeur moyenne de la prévision d'énergie non desservie pendant les situations de pénurie simulées est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12 et du scénario de référence visé à l'article 3, § 7. Ce volume est le volume cible. Pour le volume maximum au prix maximum, la valeur moyenne de la prévision d'énergie non desservie pendant les situations de pénurie simulées est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12 et du scénario de référence visé à l'article 3, § 7, mais pour lequel il est tenu compte du niveau de sécurité d'approvisionnement visé à l'article 7undecies, § 7 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, adapté par le facteur de correction X, visé à l'article 4, § 3; 4° la capacité non éligible, calculée selon le § 3, et la capacité contractée lors des enchères précédentes, calculée selon le § 4, sont retirées du volume cible;5° pour la mise aux enchères quatre ans avant la période de fourniture de capacité, un volume à réserver pour la mise aux enchères se déroulant un an avant la période de fourniture de capacité est retranché sur la base de la méthodologie visée au paragraphe 5.La même réduction et réservation sont appliquées, par frontière, au pro rata, au volume maximal requis dans les pré-enchères pour la capacité étrangère indirecte quatre ans avant la période de fourniture de capacité, visée à l'article 14. § 3. La capacité non éligible est calculée en multipliant la puissance de référence nominale de chaque unité non éligible par le facteur de réduction approprié, défini à l'article 13. Dans le cadre de la détermination de la courbe de demande, il est pris comme hypothèse que les capacités suivantes sont non éligibles : les éoliennes terrestres, les éoliennes sur mer et les installations d'énergie solaire, ainsi que les centrales de cogénération (pour les unités connectées au réseau de transport, uniquement celles qui, selon les données fournies par l'AD Energie, reçoivent une aide à la production pendant la période de fourniture de capacité), les centrales de biomasse (pour les unités connectées au réseau de transport uniquement celles qui, selon les données fournies par l'AD Energie, reçoivent une aide à la production pendant la période de fourniture de capacité), et les centrales d'incinération de déchets (pour les unités connectées au réseau de transport, uniquement celles qui, selon les données fournies par l' AD Energie, reçoivent une aide à la production pendant la période de fourniture de capacité). Une actualisation de cette hypothèse sera effectuée après la préqualification selon les règles de fonctionnement. § 4. La capacité contractée lors des enchères précédentes est définie par la capacité contractée de chaque unité du marché pour la période de fourniture de capacité, mentionnée dans le contrat de capacité. § 5. La capacité nécessaire pour couvrir la capacité de pointe totale pendant moins de 200 heures en moyenne, est déterminée, pour chaque bloc de 100 MW, par le nombre d'heures moyen nécessaire pour respecter le critère de la sécurité d'approvisionnement sur la base de la courbe de durée de la demande (« load duration curve »). Il s'agit des heures dont une certaine capacité a besoin pour couvrir la consommation maximale d'électricité. CHAPITRE 5. - Facteurs de réduction

Art. 12.§ 1er. Le gestionnaire du réseau réalise une simulation du marché de l'électricité, afin de déterminer les paramètres visés à l'article 6, § 2, ainsi que l'ajout de la capacité supplémentaire, visé à l'article 6, § 1. § 2. La simulation se base sur les sections pertinentes de la méthodologie d'évaluation de l'adéquation des ressources européennes référencée à l'article 23 du Règlement (UE) 2019/943, sous réserve que cette méthodologie ait été approuvée au moment de la simulation, conformément à l'article 27 du Règlement (UE) 2019/943. § 3. La simulation applique les exigences décrites dans la méthodologie visée au § 2, au scénario de référence visé à l'article 3, § 7, dans la mesure où elles sont implémentées dans l'évaluation de l'adéquation des ressources la plus récente publiée par REGRT au moment de la sélection du scenario de référence, visée à l'article 3, § 7. § 4. La simulation fournit la répartition horaire de la production par technologie ainsi que la position nette de la zone de réglage belge et, a minima, de l'ensemble des zones de réglage qui lui sont directement reliées électriquement.

Art. 13.§ 1er. Pour la détermination des facteurs de réduction, les technologies (connectées à la zone de réglage belge et sur l'ensemble des zones directement reliées électriquement à la zone de réglage belge) susceptibles de participer au mécanisme de rémunération de capacité sont classées dans l'une des catégories suivantes: 1° les catégories d'accords de niveau de service: cette catégorie inclut la réponse du marché y compris la participation active de la demande, les technologies de stockage à petite échelle et les groupes de secours permettant l'îlotage, de manière individuelle ou agrégée; elle est également accessible par choix à toutes les technologies sans programme journalier; 2° les technologies thermiques avec programme journalier : cette catégorie inclut a minima les turbines gaz-vapeur, les turbines à gaz, les turbojets, les moteurs au gaz autonomes, les moteurs diesel autonomes, les centrales de cogénération, les centrales à biomasse et les installations d'incinération des déchets ainsi que les centrales nucléaires et les centrales à charbon;3° les technologies à énergie limitée avec programme journalier : cette catégorie inclut a minima les technologies de stockage à grande échelle ainsi que les installations de pompage-turbinage;4° les technologies dépendantes des conditions climatiques : cette catégorie inclut a minima les éoliennes terrestre, les éoliennes en mer, les installations à l'énergie solaire et les centrales hydraulique au fil de l'eau, avec programme journalier, ainsi que celles sans programme journalier qui ont fait le choix de ne pas participer à une catégorie d'agrégation visée à l'article 13, § 1, 1° ;5° les technologies thermiques sans programme journalier: cette catégorie inclut a minima les centrales de cogénération utilisant de la biomasse, les centrales à biomasse, les installations d'incinération des déchets et les centrales de cogénération au gaz, pour autant que le choix ait été fait de ne pas participer à une catégorie d'agrégation visée à l'article 13, § 1, 1°. § 2. Pour les catégories d'accords de niveau de service, les données d'entrée de la simulation sont d'abord divisées en sous-catégories, représentées par différents accords de niveau de service, sur la base de la contrainte de durée d'activation ou de toute autre contrainte technique définie dans le rapport visé à l'article 6, § 2. Les facteurs de réduction de chaque accord de niveau de service sont déterminés en divisant la contribution moyenne attendue de chaque accord de niveau de service pendant les situations de pénurie simulées par la puissance de référence nominale agrégée associée à chaque accord de niveau de service. La contribution moyenne est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12. § 3. Les facteurs de réduction des technologies thermiques avec programme journalier sont déterminés, pour chaque technologie, en soustrayant le taux d'arrêt fortuit, basé sur des données historiques et exprimé en pourcentage, de cent pourcent. § 4. Les facteurs de réduction des technologies à énergie limitée avec programme journalier sont déterminés en divisant la contribution moyenne attendue de ces technologies pendant les situations de pénurie simulées par la puissance de référence nominale agrégée de la technologie applicable. La contribution moyenne est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12. § 5. Les facteurs de réduction des technologies dépendantes des conditions climatiques sont déterminés en divisant la contribution moyenne attendue de ces technologies pendant les situations de pénurie simulées par la puissance de référence nominale agrégée de la technologie applicable. La contribution moyenne est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12. § 6. Les facteurs de réduction des technologies thermiques sans programme journalier sont déterminés en divisant la contribution moyenne attendue de ces technologies pendant les situations de pénurie simulées par la puissance de référence nominale agrégée. La contribution moyenne est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12. Les facteurs de réduction des technologies thermiques sans programme journalier sont déterminés sur la base des données de mesure disponibles. Si ces données de mesure nécessaires sont jugées insuffisantes par le gestionnaire du réseau, les facteurs de réduction sont déterminés en divisant la contribution maximale des technologies thermiques sans programme journalier pendant les situations de pénurie simulées sur la base des données disponibles par la puissance de référence nominale agrégée. La contribution maximale est déterminée sur la base de la simulation visée à l'article 12.

Art. 14.§ 1er. La capacité d'entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères indirectes d'une zone de réglage est définie par le gestionnaire du réseau, pour chaque zone de réglage directement reliée électriquement à la zone de réglage belge, en conformité avec l'article 26 du Règlement (UE) 2019/943. § 2. Le gestionnaire du réseau détermine la capacité d'entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères sur la base de la recommandation du centre de coordination régional, conformément à l'article 26, alinéa 7, du Règlement (UE) 2019/943. Si cette recommandation n'est pas disponible, la contribution de chaque zone de réglage directement reliée électriquement à la Belgique est déterminée par la contribution de ces zones pendant les situations de pénurie simulées, sur la base des résultats de la simulation visée à l'article 12. § 3. La capacité d'entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères indirectes est exprimée en puissance [MW]. § 4. La capacité d'entrée maximale disponible pour la participation de capacités étrangères indirectes d'une zone de réglage tient compte de la manière dont les échanges transfrontaliers sont modélisés sur le marché. Il est soit basé sur les flux, soit basé sur la capacité nette de transfert avec la zone de réglage belge. § 5. La contribution d'une zone de réglage dans une approche fondée sur les flux incluant la zone de réglage belge et pour une heure spécifique : 1° pour les zones de réglage en situation d'exportation, est déterminée par la position nette de la zone de réglage belge multipliée par le rapport entre la position nette de la zone de réglage en situation d'exportation et la somme des positions nettes de l'ensemble des zones de réglage en situation d'exportation;et 2° pour les zones de réglage en situation d'importation, est nulle. § 6. La contribution d'une zone de réglage dans une approche fondée sur la capacité nette de transfert avec la zone de réglage belge et pour une heure spécifique : 1° est déterminée par l'échange commercial si cet échange commercial est dirigé de la zone de réglage étrangère vers la zone de réglage belge;2° est nulle dans le cas contraire. CHAPITRE 6. - Prix maximum intermédiaire

Art. 15.Le prix maximum intermédiaire est le prix maximum qui s'applique aux offres pour une unité du marché de capacité relevant de la catégorie de capacité associée à un contrat de capacité couvrant une seule période de fourniture de capacité.

Art. 16.§ 1er. Le prix maximum intermédiaire (en €/MW/an) est égal au « missing-money » de la technologie ayant le « missing-money » le plus élevé parmi les technologies reprises dans la liste réduite de technologies existantes visées à l'article 18, § 1. § 2. Le « missing-money » est calculé pour chaque technologie reprise dans la liste réduite de technologies existantes visée à l'article 18, § 1, selon la formule visé à l'article 20, en tenant compte de l'estimation des coûts visée à larticle 18 et de l'estimation des revenus visées à l'article 19.

Art. 17.§ 1er. En concertation avec la commission, le gestionnaire du réseau fait réaliser par un expert indépendant une étude qui a comme objectif la détermination des coûts des technologies qu'il juge pertinentes pour la détermination du prix maximal intermédiaire. Une technologie est jugée pertinente pour la détermination du prix maximum intermédiaire si elle peut raisonnablement être disponible pour la période de fourniture de capacité visée afin de contribuer réellement à la sécurité d'approvisionnement, elle est susceptible d'être l'une des technologies les moins rentables et si elle est conforme aux limites relatives aux émissions de CO2 visées à l'article 22, alinéa 4 du Règlement (UE) 2019/943 et à toute autre limite légale. L'étude de l'expert indépendant est mise à jour en cas d'évolutions significatives du marché ou des conditions technologiques et au moins tous les trois ans. § 2. Pour chaque technologie existante comprise dans l'étude, les éléments nécessaires pour déterminer les coûts suivants sont fournis : 1° les dépenses d'investissements récurrentes annualisées non directement liées à une prolongation de la durée de vie technique de l'installation ou à une augmentation de la puissance de référence nominale (en €/MW/an), y compris les coûts nécessaires pour les entretiens majeurs des installations qui n'ont pas forcément lieu chaque année, le cas échéant;2° les coûts fixes annuels opérationnels et de maintenance (en €/MW/an);3° les coûts variables opérationnels et de maintenance (en €/MWh).

Art. 18.§ 1er. Le gestionnaire du réseau détermine, sur la base de l'étude visée à l'article 17, après la consultation publique visée à l'article 5, une liste réduite de technologies existantes qui seront raisonnablement disponibles et qui seront considérées pour la détermination du prix maximal intermédiaire. § 2. Pour chaque technologie reprise dans la liste réduite de technologies existantes qui seront raisonnablement disponibles visée à l'article 18, § 1er, le gestionnaire du réseau évalue, sur base de l'étude visée à l'article 17, les éléments de coûts suivants pour la période de fourniture de capacité à laquelle se réfère le prix maximum intermédiaire: 1° les dépenses d'investissements récurrentes annualisées non directement liées à une prolongation de la durée de vie technique de l'installation ou à une augmentation de la puissance de référence nominale (en €/MW/an), y compris les coûts nécessaires pour les entretiens majeurs des installations qui n'ont pas forcément lieu chaque année, le cas échéant;2° les coûts fixes annuels opérationnels et de maintenance (en €/MW/an);3° les coûts variables opérationnels et de maintenance, autre que des coûts de carburants et des coûts de CO2 visés aux points 4° et 5° du présent paragraphe (en €/MWh);4° les coûts de carburants (en €/MWh);5° les coûts de CO2 (en €/tCO2);6° les coûts d'activation liés aux tests de disponibilité (en €/MWh) prévus dans les règles de fonctionnement visées par l'article 7undecies, § 12 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. § 3. L'estimation des éléments de coûts est mise à jour annuellement.

Art. 19.§ 1er. Pour chaque technologie reprise dans la liste réduite de technologies existantes visée à l'article 18, § 1, le gestionnaire du réseau évalue les composants de revenus suivants pour la période de fourniture de capacité à laquelle se réfère le prix maximum intermédiaire: 1° les rentes inframarginales annuelles (en €/MW/an);2° les revenus nets obtenus grâce à la fourniture de services d'équilibrage (en €/MW/an). § 2. L'estimation des rentes inframarginales annuelles: 1° est déterminée sur base d'une simulation du marché de l'électricité visée à l'article 12;2° prend en compte le scénario de référence visé à l'article 3, § 7;3° correspond aux revenus de la médiane (P50), tenant en compte le niveau du prix d'exercice applicable visé à l'article 26, diminué par les coûts variables tels que déterminés dans l'estimation des composants de coûts visée à l'article 18, § 2, 3° à 5°.Les recettes attendues sont évaluées conformément à l'article 6(9) de la méthodologie telle que visée à l'article 23, alinéa 5 du Règlement (UE) 2019/943 dès que la méthode conformément à l'article 6(9)(a) iii pour l'étude conformément à l'article 7bis, § 1er, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer est disponible et mise en oeuvre, après d'éventuelles adaptations nécessaires afin d'appliquer la méthode dans le contexte spécifique du prix maximum intermédiaire. § 3. L'estimation des revenus nets obtenus grâce à la fourniture de services d'équilibrage : 1° est évaluée pour chaque technologie qui est incluse dans la liste réduite des technologies éligibles visé à l'article 18 § 1;2° correspond avec les coûts historiques moyens des réservations par le gestionnaire du réseau pour les services destinés au réglage de l'équilibre, sur la base des trente-six derniers mois;3° tient compte des coûts, y inclus les coûts d'opportunités, liés à la participation à ces services auxiliaires, afin d'éviter des doubles comptages entre les rentes inframarginales et les revenus nets obtenus grâce à la fourniture de services d'équilibrage. § 4. L'estimation des composants de revenus est mise à jour annuellement.

Art. 20.Pour chaque technologie reprise dans la liste réduite de technologies existantes visée à l'article 18, § 1, le gestionnaire du réseau calcule le « missing-money » selon les étapes suivantes : 1° Dépenses d'investissements visés à l'article 18, § 2, 1° ;2° Augmenté par les coûts visés à l'article 18, § 2, 2° ;3° Augmenté, pour les technologies avec un coût variable élevé, par le coût d'activation visés à l'article 18, § 2, 6° ;4° Diminué par les rentes visées à l'article 19, § 1, 1° ;5° Diminué par les revenus visés à l'article 19, § 1, 2° ;6° Le résultat total est divisé par le facteur de réduction visé à l'article 13;7° Le résultat final est augmenté d'une marge d'incertitude de 5%. CHAPITRE 7. - Dérogation au prix maximum intermédiaire

Art. 21.§ 1er. Un demandeur de dérogation est autorisé à demander, pour la mise aux enchères de 2021 à laquelle il souhaite participer, par unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, une dérogation au prix maximum intermédiaire visé à l'article 15, selon la procédure décrite dans cet article.

Dans ce cadre le gestionnaire de réseau publie, au plus tard le 15 mai 2021, un tableau qui, pour chaque technologie installée dans la zone de réglage belge pour laquelle un facteur de réduction est calculé conformément à l'article 13, § 1er, reprend les hypothèses relatives aux coûts marginaux qui sont pris en compte pour le calcul des rentes inframarginales annuelles. § 2. Le demandeur de dérogation introduit, par voie électronique, au maximum une demande par unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées auprès du gestionnaire de réseau, au plus tôt le 16 juillet 2021 et au plus tard trente jours ouvrables avant le dernier jour où des offres sont admises, tel que défini à l'article 7undecies, § 10, premier alinéa, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer.

Les conditions de forme de cette demande sont établies par la commission et mises à disposition sur le site Internet de la commission au plus tard le 15 mai 2021. Cette demande comprend au moins les éléments suivants : 1° l'identification de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, via un numéro d'identification unique provenant de la procédure de préqualification telle que définie dans les règles de fonctionnement, et la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande;2° une estimation et une description précises, ou une description de l'absence, le cas échéant, des composants de coûts suivants en ce qui concerne l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pour la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande : a) scindés le cas échéant par point de livraison, les coûts fixes annuels opérationnels et de maintenance (en €/an), en ce compris la spécification supplémentaire de tarifs de réseau fixes et des coûts d'activation pour les tests de disponibilité demandés par Elia tels que définis dans les règles de fonctionnement si ceux-ci sont jugés pertinents, complétés, le cas échéant, par les hypothèses relatives au moins au nombre d'heures pendant lesquelles l'unité (les unités) a (ont) été activée(s) et au nombre de démarrages ou d'activations sur lesquels ces estimations sont basées, ainsi que la relation entre les coûts fixes et, d'une part, le nombre d'activations et, d'autre part, le nombre d'heures de fonctionnement;b) les coûts fixes liés à la gestion d'un portefeuille de points de livraison pertinents pour opérer sur le marché de l'énergie (en €/an) par l'unité de marché de capacité concernée, pendant la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande;c) scindées le cas échéant par point de livraison, les dépenses d'investissements récurrentes annualisées non directement liées à une prolongation de la durée de vie technique de l'installation ou à une augmentation de la puissance de référence nominale, y compris, le cas échéant, les provisions pour les entretiens majeurs des installations qui n'ont pas forcément lieu chaque année (en €/an), complétées, le cas échéant, par les hypothèses relatives au moins au nombre d'heures pendant lesquelles l'unité (les unités) a (ont) été activée(s) et au nombre de démarrages ou d'activations sur lesquels ces estimations sont basées, ainsi que la relation entre les coûts fixes et, d'une part, le nombre d'activations et, d'autre part, le nombre d'heures de fonctionnement;d) scindées le cas échéant par point de livraison, les dépenses d'investissements non récurrentes annualisées pertinentes pour la fourniture du service avec l'unité de marché de capacité concernée, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pendant la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande (en €/an);e) les coûts variables pour l'offre d'énergie (en €/MWh), en ce compris la spécification supplémentaire, le cas échéant, des éléments suivants au moins qui sont inclus dans ces coûts variables : les coûts opérationnels et d'entretien variables, en ce compris les tarifs de réseau variables s'ils sont jugés pertinents, le facteur d'efficacité ou, en cas de systèmes de stockage, la « round-trip efficiency »;f) Pour une offre agrégée, la différence entre la capacité offerte et la somme de la capacité installée des différents points de livraison;g) les frais de démarrage ou les coûts d'activation fixes en précisant le coût par démarrage ou activation, à l'exclusion des frais relatifs au combustible purement nécessaire au démarrage (en €/démarrage ou en €/activation), complété, le cas échéant, par une indication du type et de la quantité de combustible purement nécessaire au démarrage (en GJ/démarrage). Pour chaque investissement, les données suivantes doivent à tout le moins être fournies : les dépenses d'investissement totales, les dépenses de financement, en ce compris le coût moyen pondéré du capital, la durée de vie économique de l'investissement, la motivation relative à la pertinence pour la fourniture du service, l'année de réalisation de l'investissement et le coût annualisé qui en découle.

Les dépenses d'investissements non récurrentes éligibles pour le calcul du « missing-money » de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, sont les dépenses d'investissement initiales et non récurrentes qui sont commandées à partir de la première décision en application de l'article 7undecies, § 6 de la loi électricité et qui sont effectuées au plus tard le jour précédant le premier jour de la période de fourniture de capacité. 3° le cas échéant, une estimation et une description précises des revenus (en €/an) en ce qui concerne l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pour la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande, autres que les rentes inframarginales annuelles et les revenus nets de la fourniture de services d'équilibrage visés au paragraphe 8, 3° et 4°, tels que par exemple, mais pas nécessairement limités aux revenus liés à la vapeur et/ou à la chaleur;4° le cas échéant, une estimation précise des restrictions opérationnelles liées à l'exploitation qui ont un impact sur la fourniture du service avec l'unité de marché de capacité concernée, ou unités s'il s'agit de capacités liées, et une description de l'impact de ces restrictions sur les revenus, pendant la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande, telles que par exemple, mais pas nécessairement limitées aux : restrictions d'énergie, restrictions d'activation, moments de maintenance prévus, restrictions « must run »;5° une estimation et un calcul précis du « missing-money » (en €/MW/an) de l'unité de marché de capacité concernée, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pour la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande. Les composants délivrés par le demandeur de dérogation visés au point 2° à 4° pour soutenir sa demande, doivent être spécifiques à l'unité de marché de capacité concernée, ou unités s'il s'agit de capacités liées. § 3. Le gestionnaire de réseau contrôle l'exhaustivité de la demande et il informe le demandeur de dérogation par voie électronique du résultat de son contrôle d'exhaustivité dans les vingt jours ouvrables suivant la réception de la demande. En cas de demande incomplète, le demandeur de dérogation a la possibilité de compléter les informations manquantes. Si le demandeur de dérogation n'a pas complété sa demande dans les cinq jours ouvrables suivant la notification des résultats du contrôle d'exhaustivité par le gestionnaire de réseau, la demande est déclarée irrecevable par le gestionnaire de réseau.

Si la demande concerne une unité du marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, qui est (sont) attribuée(s), selon les dispositions de l'Arrêté royal fixant les seuils d'investissements et les critères d'éligibilité des coûts d'investissement, déterminé conformément à l'article 7undecies, § 9, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, à une catégorie de capacité associée à un contrat de capacité pour plus d'une seule période de fourniture de capacité, la demande est déclarée irrecevable par le gestionnaire de réseau.

Le gestionnaire de réseau informe le demandeur de dérogation du résultat du contrôle de la recevabilité. § 4. Si sa demande est considérée comme recevable par le gestionnaire de réseau, le demandeur de dérogation a le droit de soumettre des offres, pour l'unité de marché de capacité reprise dans la demande, ou unités s'il s'agit de capacités liées, dans la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, qui ne sont pas limités au prix maximum intermédiaire lié à la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, fixé par le ministre dans la décision visée à l'article 7undecies, paragraphe 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. § 5. Le gestionnaire de réseau transmet les demandes considérées comme recevables par voie électronique à la commission, au plus tard le dernier jour où des offres sont autorisés, tel que déterminé à l'article 7undecies, paragraphe 10, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. § 6. La commission évalue le bien-fondé de chaque demande de dérogation recevable qui est liée à une unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pour laquelle un offre a été retenu dans la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande.

A cet effet, la commission évalue l'acceptabilité des composants de coûts, des revenus et l'impact des restrictions visées au paragraphe 2, 2° à 4° inclus. Dans le cadre de cette évaluation, la commission peut demander un avis à un expert indépendant, dont l'expert indépendant visé à l'article 17, § 1er.

Pour tous les composants de coûts, revenus et l'impact des restrictions visées au paragraphe 2, 2° à 4° inclus, que la commission évalue comme inacceptable, la commission fixe une estimation alternative. § 7. La commission transmet le résultat de son évaluation visée au paragraphe 6, par voie électronique, au gestionnaire de réseau, au plus tard cinquante jours ouvrables suivant la publication des résultats de la mise aux enchères visée à l'article 7undecies, paragraphe 10, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. Sur la base de ces informations, le gestionnaire de réseau calcule le « missing-money » attendu tel que décrit aux paragraphes 8 et 9. § 8. Le gestionnaire de réseau fournit à la commission, par voie électronique, le « missing-money » attendu qu'il a calculé, au plus tard cinquante jours ouvrables suivant la réception des résultats de l'évaluation de la commission visée au paragraphe 7.

Ce calcul du « missing money » attendu se fait sur la base : 1° des composants de coûts fixes et variables, des dépenses d'investissements et des revenus autres que ceux du marché de l'énergie ou du marché des services auxiliaires, visés au paragraphe 2, 2° et 3°, conformément au résultat de l'évaluation visée au paragraphe 6;2° du facteur de réduction de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, tel que déterminé dans la préqualification pour la mise aux enchères concernée;3° d'une estimation des rentes inframarginales annuelles (en €/MW/an), sur la base : a) d'une simulation du marché de l'électricité tel que visé à l'article 12;b) du scénario de référence visé à l'article 4, paragraphe 7, lié à la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande;c) des revenus de la médiane (P50), limités au niveau du prix d'exercice, ou éventuellement au prix du marché indiqué motivé pour l'unité de marché de capacité sans un programme journalier ou des unités, s'il s'agit de capacités liées, applicable dans la période de fourniture visée par la mise aux enchères, telle que visée à l'article 26, diminués par les coûts variables et les coûts de démarrage ou les coûts d'activation fixes pour l'offre d'énergie, et compte tenu d'autres restrictions opérationnelles liées à l'exploitation visées respectivement au paragraphe 2, 2° et 4°, conformément au résultat de l'évaluation visée au paragraphe 6;4° d'une estimation des revenus nets de la fourniture de services d'équilibrage (en €/MW/an) : a) évaluée sur la base de la technologie à laquelle appartient l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, à laquelle s'applique la demande;b) correspondant aux coûts historiques moyens des réservations par le gestionnaire de réseau des services d'équilibrage, sur la base des trente-six derniers mois;c) tenant compte des coûts, y inclus les coûts d'opportunités, liés à la fourniture de ces services d'équilibrage, afin d'éviter des doubles comptages entre les rentes inframarginales et les revenus de la fourniture des services d'équilibrage. § 9. Le gestionnaire de réseau calcule le « missing-money » attendu comme suit : 1° la somme des composants de coûts et des dépenses d'investissement visés au paragraphe 2, 2°, conformément au résultat de l'évaluation visée au paragraphe 6, divisée par la puissance nominale de référence la plus récente de l'unité de marché de capacité concernée, ou par la somme des puissances nominales de référence les plus récentes des unités concernées s'il s'agit de capacités liées;2° diminué par les rentes visées au paragraphe 8, 3° ;3° diminué par les revenus visés au paragraphe 8, 4° ;4° diminué par les revenus visés au paragraphe 2, 3°, conformément au résultat de l'évaluation visée au paragraphe 8, divisés par la puissance nominale de référence la plus récente de l'unité de marché de capacité concernée, ou par la somme des puissances nominales de référence les plus récentes des unités liées concernées s'il s'agit de capacités liées;5° le résultat total est divisé par le facteur de réduction visé au § 8, 2°. § 10. Les recettes attendues sont évaluées conformément à l'article 6(9) de la méthodologie telle que visée à l'article 23, alinéa 5 du Règlement (UE) 2019/943 dès que la méthode conformément à l'article 6(9)(a) iii pour l'étude conformément à l'article 7bis, § 1er, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer est disponible et mise en oeuvre, après d'éventuelles adaptations nécessaires afin d'appliquer la méthode dans le contexte spécifique des dérogations au prix maximum intermédiaire. § 11. La commission prend une décision en ce qui concerne le bien-fondé de chaque demande de dérogation recevable qui est liée à une unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pour laquelle un offre a été retenu dans la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande. § 12. La commission accepte la dérogation au prix maximum intermédiaire si le niveau attendu du « missing-money » de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, calculé conformément au § 9, est supérieur au prix maximum intermédiaire lié à la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, fixé par le ministre dans la décision visée à l'article 7undecies, paragraphe 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. § 13. Si le niveau attendu du « missing-money » de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, calculé conformément au § 9, est inférieur ou égal au prix maximum intermédiaire, la commission communique au demandeur de dérogation son projet de décision pour que ce dernier puisse faire valoir ses observations dans un délai de 15 jours ouvrables.

Si, sur la base des observations formulées par le demandeur de dérogation, la commission est d'avis qu'elle doit revoir son évaluation alternative qu'elle a donné conformément au § 6, elle demande au gestionnaire de réseau de fournir, dans un délai de 30 jours ouvrables, un nouveau calcul du « missing-money » attendu de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, compte tenu de cette nouvelle évaluation alternative. § 14. La commission transmet sa décision au demandeur de dérogation et au gestionnaire de réseau, par lettre recommandée à la poste avec accusé de réception, au plus tard vingt-cinq jours ouvrables suivant la réception, selon le cas, du calcul par le gestionnaire de réseau du « missing-money » attendu, conformément au § 8, ou § 13, deuxième alinéa. § 15. Au plus tard dix jours ouvrables suivant la réception de la décision de la commission décrite au paragraphe 14, le gestionnaire de réseau adapte, pour chaque demande de dérogation au prix maximum intermédiaire refusée, de manière unilatérale le contrat de capacité concerné, en réduisant la rémunération de la capacité pour la transaction qui résulte de l'offre retenu en ce qui concerne l'unité de marché de capacité, ou offres retenus en ce qui concerne les unités s'il s'agit de capacités liées, dans la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, au niveau du prix maximum intermédiaire lié à la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, fixé par le ministre dans la décision visée à l'article 7undecies, paragraphe 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. § 16. La décision de la commission en ce qui concerne la demande de dérogation au prix maximum intermédiaire ne déroge pas au résultat de la mise aux enchères et elle ne donne aucun droit au fournisseur de capacité de mettre fin à un contrat de capacité.

Art. 22.§ 1er. Un demandeur de dérogation est autorisé à demander, pour chaque mise aux enchères après 2021 à laquelle il souhaite participer, par unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, une dérogation au prix maximum intermédiaire visé à l'article 15, selon la procédure décrite dans cet article.

Dans ce cadre, le gestionnaire de réseau publie, au plus tard le 31 mars, un tableau qui, pour chaque technologie installée dans la zone de réglage belge pour laquelle un facteur de réduction est calculé conformément à l'article 13, § 1er, reprend les hypothèses relatives aux coûts marginaux qui sont pris en compte pour le calcul des rentes inframarginales annuelles. § 2. Le demandeur de dérogation introduit, par voie électronique, au maximum une demande par unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées auprès du gestionnaire de réseau, au plus tard vingt jours ouvrables avant la date d'introduction ultime du dossier de préqualification mentionnée à l'article 7undecies, § 8, dernier alinéa, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer.

Les conditions de forme de cette demande sont établies par la commission et mises à disposition sur le site Internet de la commission au plus tard le 31 mars de l'année de la mise aux enchères.

Cette demande comprend au moins les éléments suivants : 1° l'identification de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, telle que définie dans les règles de fonctionnement, et la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande;2° une estimation et une description précises, ou une description de l'absence, le cas échéant, des composants de coûts suivants en ce qui concerne l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pour la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande : a) scindés le cas échéant par point de livraison, les coûts fixes annuels opérationnels et de maintenance (en €/an), en ce compris la spécification supplémentaire de tarifs de réseau fixes et des coûts d'activation pour les tests de disponibilité demandés par Elia tels que définis dans les règles de fonctionnement si ceux-ci sont jugés pertinents, complétés, le cas échéant, par les hypothèses relatives au moins au nombre d'heures pendant lesquelles l'unité (les unités) a (ont) été activée(s) et au nombre de démarrages ou d'activations sur lesquels ces estimations sont basées, ainsi que la relation entre les coûts fixes et, d'une part, le nombre d'activations et, d'autre part, le nombre d'heures de fonctionnement;b) les coûts fixes liés à la gestion d'un portefeuille de points de livraison pertinents pour opérer sur le marché de l'énergie (en €/an) par l'unité de marché de capacité concernée, pendant la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande;c) scindées le cas échéant par point de livraison, les dépenses d'investissements récurrentes annualisées non directement liées à une prolongation de la durée de vie technique de l'installation ou à une augmentation de la puissance de référence nominale, y compris, le cas échéant, les provisions pour les entretiens majeurs des installations qui n'ont pas forcément lieu chaque année (en €/an), complétées, le cas échéant, par les hypothèses relatives au moins au nombre d'heures pendant lesquelles l'unité (les unités) a (ont) été activée(s) et au nombre de démarrages ou d'activations sur lesquels ces estimations sont basées, ainsi que la relation entre les coûts fixes et, d'une part, le nombre d'activations et, d'autre part, le nombre d'heures de fonctionnement;d) scindées le cas échéant par point de livraison, les dépenses d'investissements non récurrentes annualisées pertinentes pour la fourniture du service avec l'unité de marché de capacité concernée, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pendant la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande (en €/an);e) les coûts variables pour l'offre d'énergie (en €/MWh), en ce compris la spécification supplémentaire, le cas échéant, des éléments suivants au moins qui sont inclus dans ces coûts variables : les coûts opérationnels et d'entretien variables, en ce compris les tarifs de réseau variables s'ils sont jugés pertinents, le facteur d'efficacité ou, en cas de systèmes de stockage, la « round-trip efficiency »;f) Pour une offre agrégée, la différence entre la capacité offerte et la somme de la capacité installée des différents points de livraison;g) les frais de démarrage ou les coûts d'activation fixes en précisant le coût par démarrage ou activation, à l'exclusion des frais relatifs au combustible purement nécessaire au démarrage (en €/démarrage ou en €/activation), complété, le cas échéant, par une indication du type et de la quantité de combustible purement nécessaire au démarrage (en GJ/démarrage). Pour chaque investissement, les données suivantes doivent à tout le moins être fournies : les dépenses d'investissement totales, les dépenses de financement, en ce compris le coût moyen pondéré du capital, la durée de vie économique de l'investissement, la motivation relative à la pertinence pour la fourniture du service, l'année de réalisation de l'investissement et le coût annualisé qui en découle.

Les dépenses d'investissements non récurrentes éligibles pour le calcul du « missing-money » de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, sont les dépenses d'investissement initiales et non récurrentes qui sont commandées à partir de la première décision en application de l'article 7undecies, § 6 de la loi électricité et qui sont effectuées au plus tard le jour précédant le premier jour de la période de fourniture de capacité. 3° le cas échéant, une estimation et une description précises des revenus (en €/an) en ce qui concerne l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pour la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande, autres que les rentes inframarginales annuelles et les revenus nets de la fourniture de services d'équilibrage visés au paragraphe 8, 3° et 4°, tels que par exemple, mais pas nécessairement limités aux revenus liés à la vapeur et/ou à la chaleur;4° le cas échéant, une estimation précise des restrictions opérationnelles liées à l'exploitation qui ont un impact sur la fourniture du service avec l'unité de marché de capacité concernée, ou unités s'il s'agit de capacités liées, et une description de l'impact de ces restrictions sur les revenus, pendant la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande, telles que par exemple, mais pas nécessairement limitées aux : restrictions d'énergie, restrictions d'activation, moments de maintenance prévus, restrictions « must run »;5° une estimation et un calcul précis du « missing-money » (en €/MW/an) de l'unité de marché de capacité concernée, ou unités s'il s'agit de capacités liées, pour la période de fourniture de capacité à laquelle s'applique la demande. Les composants délivrés par le demandeur de dérogation visés au point 2° à 4° pour soutenir sa demande, doivent être spécifiques à l'unité de marché de capacité concernée, ou unités s'il s'agit de capacités liées. § 3. Le gestionnaire de réseau contrôle l'exhaustivité de la demande et il informe le demandeur de dérogation par voie électronique du résultat de son contrôle d'exhaustivité dans les dix jours ouvrables suivant la réception de la demande. En cas de demande incomplète, le demandeur de dérogation a la possibilité de compléter les informations manquantes. Si le demandeur de dérogation n'a pas complété sa demande dans les cinq jours ouvrables suivant la notification des résultats du contrôle d'exhaustivité par le gestionnaire de réseau, la demande est déclarée irrecevable par le gestionnaire de réseau.

Le gestionnaire de réseau informe le demandeur de dérogation du résultat du contrôle de la recevabilité. § 4. Le gestionnaire de réseau transmet les demandes considérées comme recevables, par voie électronique, à la commission, avec mention du numéro d'identification unique venant de la procédure de préqualification, au plus tard deux jours ouvrables suivant la date d'introduction ultime du dossier de préqualification telle mentionnée à l'article 7undecies, paragraphe 8, dernier alinéa, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. § 5. La commission évalue le bien-fondé de chaque demande de dérogation recevable qui est liée à une unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées.

A cet effet, la commission évalue l'acceptabilité des composants de coûts, des revenus et l'impact des restrictions visées au paragraphe 2, 2° à 4° inclus. Dans le cadre de cette évaluation, la commission peut demander un avis à un expert indépendant, dont l'expert indépendant visé à l'article 17, § 1er.

Pour tous les composants de coûts, revenus et l'impact des restrictions visées au paragraphe 2, 2° à 4° inclus, que la commission évalue comme inacceptable, la commission fixe une estimation alternative. Si la commission est d'avis que des informations complémentaires sont souhaitables pour son évaluation, elle peut inviter le demandeur de dérogation à faire valoir ses observations dans un délai de 10 jours ouvrables suivant la réception de la demande d'informations complémentaires. Dans un même délai, la commission peut inviter le demandeur de dérogation à une audition pour expliquer sa demande. § 6. La commission transmet le résultat de son évaluation visée au paragraphe 5, par voie électronique, au gestionnaire de réseau, au plus tard trente-cinq jours ouvrables suivant la réception du dossier visé au § 4. Sur la base de ces informations, le gestionnaire de réseau calcule le « missing-money » attendu tel que décrit aux paragraphes 7 et 8. § 7. Le gestionnaire de réseau fournit à la commission, par voie électronique, le « missing-money » attendu qu'il a calculé, au plus tard vingt-cinq jours ouvrables suivant la réception des résultats de l'évaluation de la commission visée au paragraphe 5.

Ce calcul du « missing money » attendu se fait sur la base : 1° des composants de coûts fixes et variables, des dépenses d'investissements et des revenus autres que ceux du marché de l'énergie ou du marché des services auxiliaires, visés au paragraphe 2, 2°, 3°, conformément au résultat de l'évaluation visée au paragraphe 5;2° du facteur de réduction de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, tel que déterminé dans la préqualification pour la mise aux enchères concernée;3° d'une estimation des rentes inframarginales annuelles (en €/MW/an), sur la base : a) d'une simulation du marché de l'électricité tel que visé à l'article 12;b) du scénario de référence visé à l'article 4, paragraphe 7, lié à la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande;c) des revenus de la médiane (P50), limités au niveau du prix d'exercice, ou éventuellement au prix du marché indiqué motivé pour l'unité de marché de capacité sans un programme journalier ou des unités, s'il s'agit de capacités liées, applicable dans la période de fourniture visée par la mise aux enchères, telle que visée à l'article 26, diminués par les coûts variables et les coûts de démarrage ou les coûts d'activation fixes pour l'offre d'énergie, et compte tenu d'autres restrictions opérationnelles liées à l'exploitation visées respectivement au paragraphe 2, 2° et 4°, conformément au résultat de l'évaluation visée au paragraphe 5;4° d'une estimation des revenus nets de la fourniture de services d'équilibrage (en €/MW/an) : a) évaluée sur la base de la technologie à laquelle appartient l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, à laquelle s'applique la demande;b) correspondant aux coûts historiques moyens des réservations par le gestionnaire de réseau des services d'équilibrage, sur la base des trente-six derniers mois;c) tenant compte des coûts, y inclus les coûts d'opportunités, liés à la fourniture de ces services d'équilibrage, afin d'éviter des doubles comptages entre les revenus inframarginaux sur le marché de l'énergie et les revenus de la fourniture des services d'équilibrage. § 8. Le gestionnaire de réseau calcule le « missing-money » attendu comme suit : 1° la somme des composants de coûts et des dépenses d'investissement visés au paragraphe 2, 2°, conformément au résultat de l'évaluation visée au paragraphe 5, divisée par la puissance nominale de référence la plus récente de l'unité de marché de capacité concernée, ou par la somme des puissances nominales de référence les plus récentes des unités concernées s'il s'agit de capacités liées;2° diminué par les rentes visées au paragraphe 7, 3° ;3° diminué par les revenus visés au paragraphe 7, 4° ;4° diminué par les revenus visés au paragraphe 2, 3°, conformément au résultat de l'évaluation visée au paragraphe 7, divisés par la puissance nominale de référence la plus récente de l'unité de marché de capacité concernée, ou par la somme des puissances nominales de référence les plus récentes des unités liées concernées s'il s'agit de capacités liées;5° le résultat total est divisé par le facteur de réduction visé au paragraphe 7, 2°. § 9. Les recettes attendues sont évaluées conformément à l'article 6(9) de la méthodologie telle que visée à l'article 23, alinéa 5 du Règlement (UE) 2019/943 dès que la méthode conformément à l'article 6(9)(a) iii pour l'étude conformément à l'article 7bis, § 1er, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer est disponible et mise en oeuvre, après d'éventuelles adaptations nécessaires afin d'appliquer la méthode dans le contexte spécifique des dérogations au prix maximum intermédiaire. § 10. La commission prend une décision en ce qui concerne le bien-fondé de chaque demande de dérogation recevable qui est liée à une unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées. § 11. La commission accepte la dérogation au prix maximum intermédiaire si le niveau attendu du « missing-money » de l'unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, calculé par conformément au § 8, est supérieur au prix maximum intermédiaire lié à la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, fixé par le ministre dans la décision visée à l'article 7undecies, paragraphe 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. § 12. La commission transmet sa décision au demandeur de dérogation et au gestionnaire de réseau, par lettre recommandée à la poste avec accusé de réception, au plus tard cinq jours ouvrables suivant la réception du calcul par le gestionnaire de réseau du « missing-money » attendu, conformément au § 8. § 13. Si la demande concerne une unité de marché de capacité, ou unités s'il s'agit de capacités liées, qui est (sont) classée(s) par la commission dans une catégorie de capacité associée à un contrat de capacité pour plus d'une seule période de fourniture de capacité conformément à l'arrêté royal fixant les seuils d'investissement et les critères pour les dépenses d'investissement éligibles, déterminé conformément à l'article 7undecies, § 9, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, la demande est rejetée par la commission. § 14. Si la demande est acceptée par la commission, le demandeur de dérogation a le droit de soumettre des offres, pour l'unité de marché de capacité reprise dans la demande, ou unités s'il s'agit de capacités liées, dans la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, qui sont limités au « missing-money » mentionné au § 2, 5°. § 15. Si la demande est rejetée par la commission sur une autre base que § 13, le demandeur de dérogation qui souhaite encore introduire une offre dans la mise aux enchères qui est supérieure au prix maximum intermédiaire déterminé par le ministre dans la décision visée à l'article 7undecies, paragraphe 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, doit introduire un recours conformément aux articles 29bis et 29quater de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. La déclaration dans laquelle le demandeur de dérogation confirme qu'il introduira un tel recours doit être transmise au gestionnaire de réseau et à la commission au plus tard deux jours ouvrables avant la date d'introduction ultime des offres visée à l'article 7undecies, § 10. La transmission de la déclaration donne le demandeur de dérogation le droit de soumettre des offres, pour l'unité de marché de capacité reprise dans la demande, ou unités s'il s'agit de capacités liées, dans la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, qui sont limités au « missing-money » mentionné au § 2, 5°. § 16. S'il n'a pas été introduit de recours en temps utile conformément aux articles 29bis et 29quater de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, ou s'il a été introduit un recours en temps utile conformément aux articles 29bis et 29quater de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer, au plus tard dix jours ouvrables suivant la notification de la décision passée en force de chose jugée confirmant le rejet de la demande par la commission, le gestionnaire de réseau adapte de manière unilatérale le contrat de capacité concerné, en réduisant la rémunération de la capacité pour la transaction qui résulte de l'offre retenu en ce qui concerne l'unité de marché de capacité, ou offres retenus en ce qui concerne les unités s'il s'agit de capacités liées, dans la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, au niveau du prix maximum intermédiaire lié à la mise aux enchères à laquelle s'applique la demande, fixé par le ministre dans la décision visée à l'article 7undecies, paragraphe 6, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer. § 17. La réduction mentionnée à l'alinéa précédent ne déroge pas au résultat de la mise aux enchères et elle ne donne aucun droit au fournisseur de capacité de mettre fin à un contrat de capacité. CHAPITRE 8. - Prix de référence et prix d'exercice

Art. 23.§ 1er. Pour une unité du marché de capacité, le prix de référence et le prix d'exercice d'une capacité contractée s'appliquent dans l'obligation de remboursement visée à l'article 7undecies, § 11 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer pour tout moment de la période de fourniture de capacité. § 2. L'obligation de remboursement s'entend en euro par heure (€/h). § 3. Les modalités de l'obligation de remboursement sont établies dans les règles de fonctionnement et sont décrites plus en détail dans le contrat de capacité. § 4. L'obligation de remboursement est déterminée par transaction d'une unité dans le marché de capacité. § 5. Les unités du marché de capacité (partiellement ou entièrement) indisponibles sont exemptées à raison de l'indisponibilité justifiée d'obligation de remboursement à hauteur de leur indisponibilité comme déterminée selon les règles de fonctionnement : 1° L'indisponibilité concernée doit être communiquée au gestionnaire du réseau avant la détection des moments pendant lesquels le monitoring de la disponibilité des unités du marché de capacité a lieu suivant les règles de fonctionnement.2° Un ratio de disponibilité est défini par la proportion de la capacité disponible au sens de l'obligation de disponibilité visée à l'article 7undecies, § 11 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer par rapport à la capacité contractée totale (comme définie dans les règles de fonctionnement), calculée par unité. § 6. L'obligation de remboursement résulte de la multiplication de: - la différence positive entre le prix de référence visé aux articles 24 et 25 et le prix d'exercice visé à l'article 26 de l'heure considérée; - par la capacité contractée pour cette même heure; - par le ratio de disponibilité d'une unité du marché de capacité à une heure considérée correspondant à la prise en compte des indisponibilités programmées ou non de l'unité du marché de capacité dans l'obligation de remboursement. § 7. Pour les unités du marché de capacité avec contrainte(s) énergétique(s), l'obligation de remboursement sur la transaction ou les transactions de l'unité du marché de capacité avec contrainte(s) énergétique(s) s'applique pour toute heure considérée dans la période de fourniture de capacité pour laquelle un calcul de capacité disponible prouvée est considéré selon les règles de fonctionnement. § 8. Pour les unités du marché de capacité avec contrainte(s) énergétique(s), la capacité contractée divisée par le facteur de réduction de la transaction se substitue à la capacité contractée dans l'obligation de remboursement du § 6°. § 9. Les obligations de remboursement liées à des transactions du marché primaire ou du marché secondaire pour lesquelles les périodes de transaction concernent une ou plusieurs périodes de fourniture complètes (comme défini dans les règles de fonctionnement) pendant une période de fourniture de capacité font l'objet d'un mécanisme de limitation des pertes (`Stop-Loss'). Cela signifie que l'obligation de remboursement d'une telle transaction ne peut être supérieure à la somme des rémunérations de capacité de la transaction concernée (comme défini dans les règles de fonctionnement) pour cette unité du marché de capacité sur cette même période de fourniture de capacité. § 10. Après la première mise aux enchères au printemps 2022, et après tous les deux ans, la Direction générale de l'Energie effectue une analyse technico-économique qui examine les offres et le résultat des enchères. L'effet de l'obligation de remboursement y sera spécifiquement examiné. La Direction générale de l'Energie soumet l'analyse à une consultation publique. L'analyse et le rapport de consultation sont soumis par la DG Energie pour avis à la commission et au gestionnaire de réseau, qui transmettent leur avis au ministre de l'Energie dans les trente jours suivant réception de l'analyse et du rapport de consultation.

Art. 24.Le prix de référence d'une unité du marché de capacité est observé pour chaque heure de l'obligation de remboursement dans le couplage unique journalier tel que décrit à l'article 25 et s'entend en euros par MWh pour une période considérée.

Art. 25.§ 1er. Le prix de référence appliqué dans le calcul de l'obligation de remboursement d'une unité du marché de capacité est observé dans le prix du couplage unique journalier du NEMO choisi opérant en Belgique dans le marché de l'électricité sur l'horizon des produits définis dans le couplage unique journalier. § 2. Les modalités du prix de référence relatives entre autres aux choix, modification, remplacement en cas de données manquantes ou de cessation de l'activité du NEMO choisi sont établies dans les règles de fonctionnement. § 3. Le prix de référence qui est appliqué pour les capacités étrangères indirectes est déterminé selon les règles fixés dans l'Arrêté Royal relatif à l'établissement des critères de recevabilité visés à l'article 7undecies, § 8, alinéa 1er, 3°, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité, en ce qui concerne des conditions et modalités auxquelles les détenteurs de capacité étrangère indirecte peuvent participer à la procédure de préqualification dans le cadre du mécanisme de rémunération de capacité et suit les principes de § 1 et § 2 appliquées sur l'Etat membre européen limitrophe en question.

Art. 26.§ 1er. Un prix d'exercice s'applique pour le calcul de l'obligation de remboursement à toutes les transactions contractées la même année. § 2. Pour les capacités contractées couvrant plus d'une période de fourniture de capacité, le prix d'exercice est mis à jour dès la deuxième période de fourniture de capacité sur base d'un index de l'évolution du prix de l'énergie électrique belge dont les modalités de calcul sont définies dans les Règles de fonctionnement et/ou dans le contrat de capacité. § 3. Le prix d'exercice d'une unité de marché de capacité sans programme journalier pour la période considérée est la valeur maximale entre le prix d'exercice de la capacité contractée et le prix de marché déclaré. Le prix de marché déclaré sur cette période considérée est égal au prix sur le couplage unique journalier au-dessus duquel le fournisseur de capacité a déclaré que l'unité du marché de capacité livrerait de l'énergie dans le marché d'énergie, conformément aux règles de fonctionnement. Les règles de fonctionnement prévoient, via les règles en matière de monitoring de la disponibilité des capacités, les stimulants nécessaires pour obtenir une reproduction correcte du prix du marché indiqué.

Art. 27.§ 1er. La méthodologie de calibration du prix d'exercice consiste à définir une mise à jour du niveau du prix d'exercice dans une plage prédéfinie, garantissant qu'un volume de capacité raisonnable est offert dans le couplage unique journalier et sélectionné dans le couplage unique journalier ceci avant d'avoir atteint le prix d'exercice. Pour évaluer ce niveau de prix d'exercice, une fenêtre roulante sur les prix historiques du couplage journalier unique est utilisée et complétée par des considérations supplémentaires du marché de l'énergie.

La méthodologie consiste en: En première étape, collecter les courbes historiques horaires d'offres élastiques (MW; €/MWh) et de demandes élastiques (MW; €/MWh) qui reprennent l'ensemble des offres soumis dans le marché de couplage unique journalier de tous les NEMOs des trois périodes hivernales précédentes, exceptés les offres en deçà ou égaux au prix de zéro et ceux au prix maximal autorisé. Tous les types offres soumis sont considérés dans la mesure des possibilités techniques de traitement de ceux-ci.

Avant d'utiliser de telles données, en deuxième étape, un pré-filtrage pertinent est effectué pour être cohérent avec les moments les plus pertinents de l'adéquation et pour s'y focaliser. Seules les heures de pointe hebdomadaires des trois périodes hivernales précédentes sont utilisées.

En troisième étape, une compilation de ces données est effectuée pour construire une courbe agrégée cumulant les courbes d'offres et de demandes triées par niveau de prix pour chacune des heures de pointe sur les trois périodes hivernales, indiquant la participation de capacités au couplage journalier unique (exprimée en volume) en fonction du niveau de prix.

En quatrième étape, une courbe moyenne des courbes agrégées est construite par période hivernale.

En cinquième étape, la courbe moyenne sur la période hivernale est normalisée sur la base du volume total moyen horaire de la période hivernale.

Le volume total moyen horaire sur la période hivernale considérée est le point ayant la puissance la plus élevée observée sur la courbe moyenne sur la période hivernale.

En sixième étape, la courbe de calibration du prix d'exercice est construite sur la base d'une moyenne pondérée des courbes moyennes des périodes hivernales précédentes. La moyenne pondérée se fait sur la base du volume total moyen horaire de chacune des courbes moyennes. § 2. Le prix d'exercice calibré est sélectionné sur la courbe de calibration, à un point situé entre un minimum de 75 pourcent et maximum de 85 pourcent.

Le prix d'exercice choisi prend en ordre de considérations: 1° les couts variables des unités avec programme journalier dans le marché de telle sorte que ceux-ci se trouvent en deçà du prix d'exercice choisi et sont déterminés sur base de la simulation du marché de l'électricité visée à l'article 12;2° la forme de la courbe de calibration;3° les évolutions du marché de l'énergie;4° la stabilité du prix d'exercice au cours du temps;5° une chance raisonnable que le prix d'exercice soit atteint par le prix de référence. CHAPITRE 9. - Dispositions finales

Art. 28.A titre transitoire, pour la première enchère il peut être dévié du calendrier déterminé dans les chapitres 2 jusqu'à 6 de cet arrêté, pour autant que cela n'implique pas de déviations au calendrier déterminé dans l'article 7undecies de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité fermer.

Art. 29.Le présent arrêté entre en vigueur le jour de sa publication au Moniteur belge.

Art. 30.Le ministre qui a l'Energie dans ses attributions est chargé de l'exécution du présent arrêté.

Donné à Bruxelles, le 28 avril 2021.

PHILIPPE Par le Roi : La Ministre de l'Energie, T. VAN DER STRAETEN


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Publié le : 2021-04-

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