Projet de loi adopté par la Chambre des Députés en sa séance publique

imni iggi CHAMBRE DES DÉPUTÉS GRAND-DUCHÉ DE LUXEMBOURG N° 7876 CHAMBRE DES DEPUTES Session ordinaire 2022-2023 PROJET DE LOI modifiant : 1° la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité ; 2° la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel Chapitre 1 er - Modification de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité Art. 1 er . L’article 1 er de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité est modifié comme suit : 1° Le paragraphe îquater est remplacé comme suit : « (îquatef) « acteur du marché » : toute personne physique ou morale qui produit, achète ou vend de l’électricité, qui participe à l’agrégation ou qui est un gestionnaire de la participation active de la demande ou de services de stockage de l’énergie, y compris la passation d’ordres, sur un ou plusieurs marchés de l’électricité, y compris des marchés de l’énergie d’équilibrage ; » 2° Au paragraphe tdecies, le terme « renouvelable » est supprimé à deux reprises et les termes « , lui-même ou par l’intermédiaire d’un tiers, » sont insérés entre les termes « accepte d’acheter » et les termes « directement à un producteur ». 3° Après le paragraphe Idecies, sont insérés les paragraphes tundecies à îquindecies nouveaux, libellés comme suit : « (îundecies) « activité principale » : une activité exercée par un gestionnaire de réseau sur base d’une obligation légale ou réglementaire, soumise à la surveillance ou au contrôle du régulateur, et ayant trait à l’établissement, l’exploitation, l’entretien ou le développement d’ouvrages électriques destinés au transport ou à la distribution d’électricité en ce compris les services accessoires et les services auxiliaires ; (tduodecies) « activité accessoire » : une activité exercée régulièrement gestionnaire de réseau qui n’est pas une activité principale ; par un (Uerdecies) « agrégateur » : un acteur du marché qui pratique l’agrégation ; {tquaterdecies) « agrégateur fournisseur du client ; indépendant » : un agrégateur qui n’est pas lié au (îquindecies) « 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 ; » 1 4° Après le paragraphe 2, il est rétabli un paragraphe 3, libellé comme suit : «

(3)« centre de coordination régional » : une entité créée en vertu de l’article 35 du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité » 5° Le paragraphe 7bis est remplacé comme suit : « (7bis) « communauté énergétique » : une personne morale dont les membres o u actionnaires sont des personnes physiques ou morales, y inclus les autorités locales, à l’exclusion des entreprises qui occupent plus de 250 salariés ou dont le chiffre d’affaires annuel excède 50 millions d’euros ou dont le total du bilan annuel excède 43 millions d’euros. Les statuts d’une communauté énergétique précisent que son principal objectif est de proposer des avantages communautaires environnementaux, économiques o u sociaux à ses membres ou actionnaires ou aux territoires locaux où elle exerce ses activités, plutôt que de générer des profits financiers ; » 6° Après le paragraphe 7 bis, il est inséré un paragraphe 7 ter nouveau, libellé comme suit : « (7ter) « client actif » : un client final, ou un groupe de clients finals agissant conjointement, qui consomme ou stocke de l’électricité produite dans ses locaux, ou qui vend l’électricité qu’il a lui-même produite ou participe à des programmes de flexibilité ou d’efficacité énergétique, à condition que ces activités ne constituent pas son activité commerciale ou professionnelle principale ; » 7° Après le paragraphe 10sex/es, sont insérés les paragraphes Wsepties à ÎOundecies nouveaux, libellés comme suit : ’ « (lOsepties) « communication de marché » : un échange, par le biais d’une communication électronique et standardisée, entre les gestionnaires de réseau et les acteurs du marché, de toutes les données et informations visées à l’article 27ter, paragraphe

(3), alinéa 1 er, point

c); (ÎOocties) « composants pleinement intégrés au réseau » : des composants qui sont intégrés dans le réseau de transport ou de distribution, y compris des installations de stockage d’énergie, et qui sont utilisés à la seule fin d’assurer l’exploitation fiable et sûre du réseau de distribution ou de transport mais pas à des fins d’équilibrage ou de gestion de la congestion ; (lOnon/
es)« congestion » : une situation dans laquelle toutes les demandes d’échange d’énergie entre des portions de réseau formulées par des acteurs du marché ne peuvent pas toutes être satisfaites parce que cela affecterait de manière significative les flux physiques sur des éléments de réseau qui ne peuvent pas accueillir ces flux ; (10dec/
es)« contrat d’électricité à tarification dynamique »: un contrat de fourniture d’électricité conclu entre un fournisseur et un client final qui reflète les variations de prix sur les marchés au comptant, y compris les marchés journaliers et infrajournaliers, à des intervalles équivalant au moins à la fréquence du règlement du marché; » 8° Le paragraphe 1 1 est remplacé comme suit : « (1 1) « coordinateur d’équilibre » : le gestionnaire de réseau de transport ou tout tiers désigné en vertu de l’article 33, paragraphe

(1), dans le cadre des missions incombant aux gestionnaires de réseau de transport en application du règlement (UE) 2017/2195 de la Commission du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique ; » 9° Au paragraphe 11 b/s, les termes producteur » sont supprimés. « p a r un client final» et les termes « p a r u n 2 10° Le paragraphe 13 est remplacé comme suit : «

(13)« efficacité énergétique » : le rapport entre les résultats, le service, la marchandise ou l’énergie que l’on obtient et l’énergie consacrée à cet effet ; » 11°Après le paragraphe 13b/s, il est inséré un paragraphe 13ter nouveau, libellé comme suit : « (13ter) « échange de pair à pair d’électricité renouvelable » : la vente d’électricité renouvelable entre acteurs du marché sur la base d’un contrat contenant des conditions préétablies régissant l’exécution et le règlement automatiques de la transaction soit directement entre les acteurs du marché, soit indirectement par l’intermédiaire d’un acteur du marché tiers. Le droit d’effectuer des échanges de pair à pair d’électricité renouvelable est sans préjudice des droits et obligations des parties concernées en tant que clients finals, producteurs, fournisseurs ou agrégateurs ; » 12° Au paragraphe 14, les termes « l’agrégation, la participation active de la demande, le stockage d’énergie, » sont insérés entre les termes « le transport, la distribution, » et les termes « la fourniture ou l’achat d’électricité ». 13° Après le paragraphe 18, sont insérés les paragraphes 18b/s et 18ter nouveaux, libellés comme suit : « (18b/

s)« équilibrage » : l’ensemble des actions et processus, à toutes les échéances, par lesquels un gestionnaire de réseau de transport maintient, en permanence, la fréquence du réseau dans une plage de stabilité prédéfinie et assure la conformité avec le volume de réserves nécessaires pour fournir la qualité requise’; (18ter) « énergie d’équilibrage » : l’énergie utilisée par un gestionnaire de réseau de transport aux fins de l’équilibrage ; » 14° Au paragraphe 20, la deuxième phrase est supprimée. 15° Le paragraphe 20terest remplacé comme suit : « (20ter) « fournisseur de service de charge » : un fournisseur de service de mobilité proposant à l’utilisateur d’un véhicule électrique un service de charge sur l’infrastructure de charge publique. Il est contractuellement lié à l’opérateur de l’infrastructure de charge publique qui lui facture des tarifs d’utilisation de l’infrastructure de charge publique ; » 16° Après le paragraphe 20ter, il est inséré un paragraphe 20qt/aternouveau, suit : libellé comme « (20quater) « fournisseur de service de mobilité » : un prestataire de services qui offre des services de mobilité pour les utilisateurs de véhicules électriques y inclus des services d’accès à la charge. La fourniture de services d’accès à la charge n’est pas considérée comme fourniture dans le sens de la présente loi ; » 17° À la fin du paragraphe 21, le point-virgule est remplacé par un point et le paragraphe est complété par la phrase suivante : « N’est pas considérée comme activité de fourniture l’achat et la vente d’énergie électrique par les gestionnaires de réseau nécessaires à des fins d’équilibrage et de compensation des pertes de réseau ou le partage d’énergie électrique ; » 18° Après le paragraphe 25, sont insérés les paragraphes 25bis à 25quater nouveaux, libellés comme suit : « (25b/
s)« REGRT pour l’électricité » : réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité institué par le règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité ; 3 (25ter) « entité des GRD de l’Union » : entité des gestionnaires de réseau de distribution de l’Union européenne instituée par le règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité ; (25quater) « infrastructure de charge publique » : l’infrastructure nationale de bornes de charge publiques pour véhicules électriques, assortie d’un système central commun permettant la communication de données entre les bornes et les fournisseurs de service de charge, déployée, gérée et exploitée conformément aux dispositions relatives à la mission de service public d’opérateur de l’infrastructure de charge publique. Les bornes constituant l’infrastructure de charge publique sont d’utilité publique ; » 19° Après le paragraphe 28bis, sont insérés les paragraphes 28teret libellés comme suit : 28quater nouveaux, « (28ter) « marchés de l’électricité » : les marchés pour l’électricité, y compris les marchés de gré à gré et les marchés organisés de l’électricité ; (28quater) « marchés organisés de l’électricité»: les places de marché organisé pour l’électricité, y compris les bourses de l’électricité, les marchés pour le commerce de l’énergie, les capacités, l’équilibrage et les services auxiliaires à différents délais de transaction, y compris les marchés à terme, à un jour et à moins d’un jour tels que définis à l’article 2, point 4), du règlement d’exécution (UE) n° 1348/2014 de la Commission du 17 décembre 2014 concernant la déclaration des données en application de l’article 8, paragraphes 2 et 6, du règlement (UE) n° 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie ; » 20° Après le paragraphe 29, sont insérés les paragraphe 29bis et 29ter nouveaux, libellés comme suit : « (290/
s)« opérateur d’infrastructure de charge » : une personne physique ou morale qui exploite une infrastructure de charge pour véhicules électriques pour le compte d’un tiers ou pour son propre compte ; (29ter) « opérateur de l’infrastructure de charge publique » : un opérateur d’infrastructure de charge exécutant, en vertu de l’article 33bis ou de l’article 27, paragraphe

(13), le service public de déploiement, gestion et exploitation de l’infrastructure de charge publique ; » 21° Au paragraphe 31, les termes « y inclus les ouvrages publics liés à la mobilité électrique » sont supprimés. 22° Après le paragraphe 31b/s, sont insérés les paragraphes 31teret libellés comme suit : 3 1 quater nouveaux, « (31ter) « partage d’énergie électrique » : allocation à granularité quart-horaire d’électricité produite au sein de clients actifs agissant conjointement ou d’autoconsommateurs d’énergies renouvelables agissant de manière collective ou au sein d’une communauté énergétique à d’autres clients actifs ou autoconsommateurs agissant de manière collective ou membres d’une communauté énergétique ; (31quater) «participation active de la demande»: le changement qu’apporte le client final à sa charge d’électricité par rapport à son profil de consommation habituel ou actuel pour réagir aux signaux du marché, y compris à des variations de prix de l’électricité en fonction du moment ou des incitations financières, ou pour réagir à l’acceptation de l’offre du client final de vendre, seul ou par le biais de l’agrégation, une réduction ou une augmentation de la demande à un prix déterminé sur un marché organisé de l’électricité; » 4 23° Après le paragraphe 32, il est inséré un paragraphe 32bis nouveau, libellé comme suit : « (320/s) « petite entreprise » : une entreprise qui emploie moins de cinquante personnes et dont le chiffre d’affaires annuel ou le total du bilan annuel n’excède pas 10 millions d’euros; » 24° Au paragraphe 37 bis, les termes « p a r un client final» et les termes producteur » sont supprimés. « p a r un 25° Au paragraphe 41 bis, les termes «l’offre ou la vente d’énergie électrique» sont remplacés par les termes « l’offre de vente ou d’achat d’énergie électrique d’un fournisseur à un client final » et les termes « , dans le cas de la vente, » sont insérés entre les termes « y relatives ainsi que » et les termes « le mix énergétique ». 26° Après le paragraphe 41 ter, il est inséré un paragraphe 41 quater nouveau, libellé comme suit : « (41 quater) « projet à caractère expérimental » : un projet auquel a été conféré le statut de projet à caractère expérimental par décision du régulateur en vertu de l’article Üsepties ; » 27° Le paragraphe 45 est remplacé comme suit : «

(45)« responsable d’équilibre » : un acteur du marché ou son représentant désigné qui est responsable de ses déséquilibres sur le marché de l’électricité » 28° Le paragraphe 47 ter est complété par les termes « incluant les services d’équilibrage et 'les services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence, mais ne comprenant pas la gestion de la congestion » 29° Après le paragraphe 47quater, sont insérés les paragraphes 47quinquies à 47octies nouveaux, libellés comme suit : « (47quinquies) « service auxiliaire non lié au réglage de la fréquence » : un service utilisé par un gestionnaire de réseau pour le réglage de la tension en régime permanent, l’injection rapide de puissance réactive, l’inertie aux fins de la stabilité locale du réseau, le courant de court-circuit, la capacité de démarrage autonome et la capacité d’îlotage ; (47sex/

es)« service de flexibilité » : un service fourni par un acteur du marché basé sur la modulation des profils d’injection ou de prélèvement en réaction à un signal externe qui peut être lié à un prix de l’électricité ou à une activation. Les paramètres utilisés pour caractériser la flexibilité peuvent inclure la hauteur de la puissance modulée, la durée, le taux de changement, le temps de réponse et la localisation ; (47 septies) « services de flexibilité technique » : des services de flexibilité utilisés par les gestionnaires de réseaux pour assurer le bon fonctionnement du système. Ces services englobent les services auxiliaires et les services liés à la gestion de la congestion et contribuent à la fiabilité du système ; » 30° Au paragraphe 49bis sont apportées les modifications suivantes :
a)les termes « la consommation d’énergie » sont remplacés par les termes « l’électricité injectée dans le réseau ou l’électricité prélevée du réseau » ;
b)les termes « peut transmettre et recevoir des données en utilisant une forme de communication électronique » sont remplacés par les termes « est capable de transmettre et de recevoir des données à des fins d’information, de surveillance et de contrôle en utilisant une forme de communication électronique ». 31° Après le paragraphe 49bis, sont insérés les paragraphes 49ter et 49quater nouveaux, libellés comme suit : « (49ter) « stockage d’énergie » : dans le système électrique, le report de l’utilisation finale de l’électricité à un moment postérieur à celui auquel elle a été produite, ou la 5 conversion de l’énergie électrique en une forme d’énergie qui peut être stockée, la conservation de cette énergie et la reconversion ultérieure de celle-ci en énergie électrique ou son utilisation en tant qu’autre vecteur d’énergie ; (49quater) « installation de stockage d’énergie » : dans le système électrique, une installation où est stockée de l’énergie ; » Art. 2. L’article 2 de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 1 er, la phrase suivante est insérée avant la dernière phrase : « T o u t fournisseur qui approvisionne des clients résidentiels offre au moins un produit standard d’électricité couvrant la vente et l’achat d’énergie électrique. » 2° Au paragraphe 5, sont apportées les modifications suivantes :
a)La lettre
a)est remplacée comme suit : «
a)respecter les dispositions de l’article 48 »
b)Les lettres
b)et
c)sont supprimées ;
c)La lettre
d)est remplacée comme suit : «
d)assurer que les systèmes de paiement anticipé proposés sont équitables et reflètent de manière appropriée la consommation probable. Les clients résidentiels qui ont accès à des systèmes de prépaiement ne sont pas désavantagés par les systèmes de prépaiement ; »
d)À la lettre f), les termes « n’aient rien à payer lorsqu’ils changent de fournisseur et » sont supprimés ;
e)À la lettre g), les termes « fournisseur par le terme « tiers » ;
f)de services énergétiques » sont remplacés La lettre
h)est supprimée. 3° Au paragraphe 6, la première phrase est complétée par les termes suivants « ainsi que, pour les clients finals agissant en tant que producteurs, le cas échéant les modalités d’achat de l’énergie électrique injectée dans le réseau ». 4° Au paragraphe 8, sont apportées les modifications suivantes :
a)À la lettre d), la deuxième phrase est remplacée comme suit : « Dans ce cas, le fournisseur est habilité à appliquer de sa propre initiative ou sur demande de l’office social une facturation avec prépaiement jusqu’au règlement entier de la dette. »
b)Une nouvelle lettre
g)est ajoutée à la fin avec la teneur suivante : «
g)Les fournisseurs informent les clients résidentiels sur les mesures alternatives à l’interruption de fourniture suffisamment longtemps avant l’interruption prévue. Ces mesures alternatives font référence à des audits énergétiques, à des services de conseil énergétique, à des plans de paiement alternatifs, à des conseils en gestion de dette ou à des moratoires en ce qui concerne l’interruption de fourniture, et n’induisent pas de coût supplémentaire pour les clients confrontés à une interruption de fourniture. » 5° Le paragraphe 13 est abrogé. 6 Art. 3. L’article 4 de la même loi est modifié comme suit : 1° Le paragraphe 1 er est remplacé comme suit : «

(1)Tout client final qui n’a pas encore de fournisseur attribué en vertu d’un contrat de fourniture d’électricité ou un client résidentiel qui n’a obtenu l’accord d’aucun fournisseur moyennant un produit standard d’électricité est fourni par un fournisseur par défaut. À l’expiration de la durée maximale de la fourniture par défaut, définie par le régulateur selon les modalités du paragraphe

(2), le fournisseur par défaut est obligé de fournir, selon les modalités d’un produit standard d’électricité spécifique dont les conditions et prix sont approuvés par le régulateur, le client résidentiel qui démontre qu’il n’a obtenu l’accord d’aucun fournisseur en vue d’une fourniture moyennant un produit standard d’électricité. Le client résidentiel concerné continue à être alimenté par le fournisseur par défaut jusqu’au moment où le client résidentiel est fourni par un fournisseur de son choix. Les dispositions de l’article 2, paragraphe

(8)continuent à s’appliquer. » 2° Après le paragraphe 1 er, il est inséré un paragraphe 1b/s nouveau, libellé comme suit : « (1b/

s)Le régulateur lance, au moins tous les trois ans, une procédure d’appel public à candidature pour la désignation d’un fournisseur par défaut dans une zone donnée, qui est ouverte à tout fournisseur disposant des autorisations nécessaires pour opérer sur le marché de l’électricité luxembourgeois. L’appel public à candidature est assorti d’un cahier des charges qui contient nota nj ment les modalités procédurales applicables, . les critères de sélection ainsi que le prix à facturer pour la fourniture par défaut et, le cas échéant, la formule d’évolution de ce prix. Ce prix ou formule de prix tient compte des coûts élevés des fournitures non programmées. Le régulateur désigne, pour une période de trois ans et pour une zone donnée, comme fournisseur par défaut, le fournisseur qui remplit les critères de sélection et qui s’engage à reverser au régulateur le montant unitaire le plus élevé pour chaque mégawattheure d’électricité fournie dans le cadre de la fourniture par défaut. » 3° Au paragraphe 3, sont apportées les modifications suivantes :
a)À l’alinéa 1 er , la deuxième phrase est complétée par les termes « et ne doit pas dépasser le délai visé à l’article 19, paragraphe

(4)» ;

b)À l’alinéa 1 er, la dernière phrase est supprimée ;
c)L’alinéa 2 est supprimé. 4° Après le paragraphe 3, il est inséré un paragraphe 3bis nouveau, libellé comme suit : « (3b/
s)Les fournisseurs désignés comme fournisseur par défaut sont tenus d’appliquer et de publier le prix à facturer pour la fourniture par défaut et, le cas échéant, la formule d’évolution de ce prix, tels que fixés dans le cahier des charges visé au paragraphe (Ibis) du présent article. Ils publient leurs conditions générales pour la fourniture par défaut. Ces conditions doivent être transparentes, non discriminatoires et ne doivent pas empêcher l’ouverture du marché. Elles sont à soumettre à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57. » 5° Après le paragraphe 4, sont insérés deux paragraphes 5 et 6 nouveaux, libellés comme suit : «

(5)Le régulateur peut prononcer le retrait de la désignation, si le fournisseur par défaut enfreint les obligations du présent article ou aux conditions du cahier des charges visé au paragraphe (1b/s). 7

(6)Les montants versés conformément au paragraphe (îbis) du présent article contribuent au financement des frais de fonctionnement du régulateur visés à l’article

» Art.
L’article 5 de la même loi est modifié comme suit : 1° Le paragraphe 1 er est complété par un deuxième alinéa qui prend la teneur suivante : « L’alinéa 1 er est sans préjudice de la possibilité, pour les gestionnaires de réseau de transport ou de distribution, de limiter la capacité de raccordement garantie ou de proposer des raccordements sous réserve de limitations opérationnelles afin de garantir la rentabilité des nouvelles installations de production ou de consommation ou des nouvelles installations de stockage d’énergie, à condition que de telles limitations aient été approuvées par le régulateur. Le régulateur veille à ce que toute limitation de la capacité de raccordement garantie ou limitation opérationnelle soit introduite sur la base de procédures transparentes et non discriminatoires et ne crée pas de barrières injustifiées à l’entrée sur le marché. Lorsque l’installation de production ou de consommation ou l’installation de stockage d’énergie supporte les coûts liés à la garantie de raccordement illimité, aucune limitation ne s’applique. » 2° Au paragraphe 6bis, phrase liminaire, les termes « à partir de sources d’énergie renouvelables ou » sont insérés entre les termes « des producteurs décentralisés d’électricité produite » et les termes « par cogénération à haut rendement ». 3° Après le paragraphe 6bis, il est inséré un paragraphe 6ter nouveau, libellé comme suit : « (6te/j Les installations ou les unités de production agrégées des autoconsommateurs d’énergies renouvelables et les projets de démonstration d’une capacité électrique inférieure ou égale à 30 kW, ou équivalente pour le raccordement autres que les connexions triphasées, doivent être raccordés au réseau à la suite d'une demande simple au gestionnaire de réseau de distribution. Pour des raisons de sécurité dûment justifiées et reconnues par le régulateur, le gestionnaire de réseau de distribution peut, dans un délai d’un mois suivant la demande, rejeter la demande de connexion au réseau ou proposer un autre point de connexion au réseau pour des raisons de sécurité justifiées ou du fait d’une incompatibilité technique des composants du système ou d’une non-conformité avec les conditions techniques de raccordement visées à l’article 5, paragraphe

(2). En cas de décision positive de la part du gestionnaire de réseau de distribution ou en l’absence de décision de sa part dans un délai d’un mois suivant la demande, l’installation ou l’unité de production agrégée peut être connectée. A partir de la présentation par le demandeur de tous les permis et autorisations requis en la matière, le raccordement doit être réalisé par le gestionnaire de réseau de distribution au plus tard dans un délai de trente jours ouvrables sauf dans le cas de conditions exceptionnelles dûment justifiées et reconnues par le régulateur » Art. 5. L’article 6 de la même loi est modifié comme suit : 1° Le paragraphe 1 er, est modifié comme suit : a) À la première phrase, les termes « gestionnaires de réseau et les fournisseurs » sont remplacés par les termes « entreprises d’électricité ». b) La deuxième phrase est supprimée. 8 2° Au paragraphe 2, les termes « le régulateur fait office de médiateur entre parties » sont remplacés par les termes « chacune des parties peut saisir le régulateur qui fait office de médiateur entre parties ». 3° Le paragraphe 3 est remplacé comme suit : «

(3)Les clients finals ont accès à des mécanismes extrajudiciaires simples, équitables, transparents, indépendants, efficaces et efficients pour le règlement de litiges ayant trait aux droits et obligations établis au titre de la présente loi, par l’intermédiaire du régulateur qui les met en place et y agit comme médiateur. Ces mécanismes permettent un règlement équitable et rapide des litiges et respectent les principes énoncés dans le Code de la consommation et notamment son livre

Ils prévoient, lorsque cela se justifie, des systèmes de remboursement et de compensation. La participation des entreprises d’électricité à des mécanismes de règlement extrajudiciaire des litiges qui concernent des clients résidentiels est obligatoire. » Art.
À l’article 8 de la même loi, les paragraphes 1 er et 2 sont remplacés comme suit : «

(1)Un règlement grand-ducal détermine des critères de dimensionnement minimaux des réseaux de distribution en basse et moyenne tension qui sont à respecter par les gestionnaires de réseau de distribution lors de la planification, du développement et du renouvellement du réseau conformément à l’article 9, paragraphes

(3)à

(5)ainsi que dans le plan de développement du réseau visé par l’article 27bis, paragraphes

(8)et

(9). Ces critères définissent les niveaux de capacité de raccordement minimale disponible pour le prélèvement et l’injection d’électricité, le facteur de simultanéité ou la topologie du réseau. Ils peuvent varier en fonction des types de zones prévues dans les plans d’aménagement généraux des communes, de la taille ou de la densité d’une telle zone, du niveau de tension, de l’activité existante ou prévue dans la zone et de l’utilisation finale des raccordements en question, telle que l’habitation, le commerce, l’artisanat, les différentes infrastructures publiques, les points de recharge de véhicules électriques ou toute autre utilisation justifiant une considération particulière. Les critères de dimensionnement minimaux s’appliquent à tout nouveau développement de réseau, ainsi qu’aux extensions et renforcements de réseaux existants.

(2)Les gestionnaires de réseau établissent conjointement les prescriptions techniques fixant les exigences techniques minimales de conception, de construction, de fonctionnement ou d’exploitation en matière de réseaux, de circuits d’interconnexions et de lignes directes, de raccordement d’installations de prélèvement ou de production ainsi que d’ouvrages électriques de clients directement connectés. Dans la mesure du nécessaire, les gestionnaires de réseau se concertent à cette fin avec les gestionnaires des réseaux des pays limitrophes. Ces prescriptions techniques doivent assurer l’interopérabilité des réseaux, respecter les critères de dimensionnement visés au paragraphe

(1)et être objectives et non discriminatoires. Elles sont soumises à la procédure d’acceptation, intervenant après consultation, conformément à l’article 57. » Art. 7. L’article 8bis de la même loi est remplacé comme suit : « Art. Bbis.

(1)Chaque client final a le droit d’agir en tant que client actif tout en conservant ses droits et ses obligations en tant que client final. Chaque client actif qui produit de l’électricité a le droit d’agir en tant qu’autoconsommateur.

(2)Le client actif est autorisé à :

a)exercer ses activités soit directement, soit par agrégation ; 9
b)vendre sa production d’électricité autoproduite y compris par accord d’achat d’électricité ou via un fournisseur et des arrangements portant sur des échanges de pair à pair d’électricité renouvelable ;
c)participer à des programmes de flexibilité et d’efficacité énergétique ;
d)déléguer à un tiers la gestion des installations requises pour ses activités, y compris l’installation, le fonctionnement, le traitement des données et la maintenance, pour autant que le tiers demeure soumis aux instructions du client actif. Le tiers n’est, dans ce cas, pas considéré comme un client actif.

(3)Le client actif agissant en tant qu’autoconsommateur, lorsqu’il vend sa production d’électricité autoproduite sur le marché de l’électricité ou par accords d’achat d’électricité à des clients finals sans passer via un fournisseur, doit être titulaire d’une autorisation de fourniture telle que visée à l’article 46 et assurer la fonction de responsable d’équilibre ou déléguer sa responsabilité en matière d’équilibre, conformément à l’article 33. Il est financièrement responsable des déséquilibres qu’il provoque.

(4)Chaque autoconsommateur qui produit de l’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables a le droit d’agir en tant qu’autoconsommateur d’énergies renouvelables.

(5)Le fait de pratiquer de l’autoconsommation ne porte pas atteinte au droit d’un autoconsommateur de pouvoir prétendre, le cas échéant, à une rémunération conformément à la loi modifiée du 5 août 1993 concernant l’utilisation rationnelle de l’Énergie pour l’électricité qu’il injecte dans le réseau.

(6)L’installation de l’autoconsommateur d’énergies renouvelables peut être la propriété d’un tiers ou être gérée par un tiers en vertu du paragraphe

(2), point d). Dans ce cas, le tiers n’est pas considéré comme un autoconsommateur d’énergies renouvelables et l’autoconsommateur d’énergies renouvelables lui-même reste responsable de l’injection de l’électricité renouvelable dans le réseau et garde tous ses droits et obligations en tant qu’utilisateur du réseau. » Art. 8. L’article 8terde la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 1 er , les termes « visées à l’article 8b/s, paragraphe

(3)» sont remplacés par les termes « d’un autoconsommateur d’énergies renouvelables » et les termes « leur site » sont remplacés par les termes « le site de l’immeuble qu’ils occupent ». 2° Au paragraphe 2, première phrase, les termes « statique et » sont supprimés. 3° Au paragraphe 3, alinéa 1 er, la lettre

b)est remplacée comme suit : «
b)pour chaque utilisateur du réseau, une indication de ses activités de consommation, de production ou de stockage, ainsi que les caractéristiques techniques des installations concernées; » 4° Après le paragraphe 3, sont insérés deux paragraphes 4 et 5 nouveaux, libellés comme suit : «

(4)Le partage d’électricité renouvelable entre plusieurs points de fourniture d’un même utilisateur du réseau raccordés au réseau basse tension d’un seul gestionnaire de réseau de distribution est assimilé à l’autoconsommation collective. De ce fait, un tel utilisateur du réseau peut conclure une convention avec le gestionnaire de réseau de distribution concerné conformément au paragraphe

(3).

(5)Le partage d’électricité renouvelable entre trois utilisateurs du réseau au maximum raccordés au réseau basse tension d’un seul gestionnaire de réseau de distribution lorsque la distance qui sépare les deux points d’injection ou de prélèvement les plus éloignés n’excède pas 100 mètres, est assimilé à l’autoconsommation collective. De ce fait, de tels utilisateurs du réseau peuvent conclure une convention avec le gestionnaire de réseau de distribution concerné conformément au paragraphe

(3). » 10 Art. 9. L’article Qquaterde la même loi est remplacé comme suit : « Art. Qquater.

(1)Une communauté énergétique est autorisée à :

a)produire, consommer, stocker et vendre l’électricité, y compris à partir de sources renouvelables, produite par les unités de production dont elle ou ses membres ou actionnaires sont propriétaires ou preneurs d’un contrat de crédit-bail, y compris par des accords d’achat d’électricité ;
b)organiser le partage, au sein de la communauté énergétique, de l’énergie électrique produite par les unités de production dont ladite communauté énergétique ou ses membres ou actionnaires ont la propriété ou qui sont mises à disposition de la communauté énergétique, ou de ses membres ou actionnaires au moyen d’un contrat de crédit-bail sans préjudice des frais d’accès au réseau, des frais d’utilisation du réseau et d’autres redevances, prélèvements et taxes applicables à chaque membre de la communauté énergétique;
c)accéder de manière non discriminatoire directement ou par agrégation ; à tous les marchés de l’énergie pertinents
d)fournir des services liés à l’efficacité énergétique, des services de charge pour les véhicules électriques ou d’autres services énergétiques à ses membres ou actionnaires.

(2)La participation d’un utilisateur du réseau en tant que membre ou actionnaire d’une communauté énergétique est volontaire et ne porte pas atteinte à ses droits et obligations en tant que client final. Les communautés énergétiques bénéficient d’un traitement non discriminatoire et proportionné en ce qui concerne leurs activités, droits et obligations en tant que clients finals, producteurs, fournisseurs ou agrégateurs.

(3)Le partage d’énergie électrique au sein d’une communauté énergétique n’empêche pas le gestionnaire de réseau de distribution d’apporter des changements à la topologie de son réseau de distribution même lorsqu’un tel changement a un impact sur le traitement des membres de la communauté en vertu de l’article 20, paragraphe (5ter).

(4)Les statuts d’une communauté énergétique déterminent les modalités de fonctionnement de celle-ci et les modalités d’entrée et de sortie de ses membres doivent être clairement définies. Les membres ou actionnaires d’une communauté énergétique ont le droit de quitter la communauté avec un préavis qui ne peut pas dépasser un an.

(5)À moins qu’une communauté énergétique qui organise le partage d’énergie électrique entre ses membres ou actionnaires effectue elle-même l’allocation des quantités d’énergie électrique à ses membres, cette allocation est effectuée par le gestionnaire de réseau de distribution suivant un modèle de répartition simple pour le partage de l’énergie électrique produite. Ce modèle de répartition ainsi que les modalités pratiques y relatives sont élaborés par le régulateur en étroite concertation avec les gestionnaires de réseau de distribution et arrêtés par lui sous forme de règlement après consultation organisée conformément à l’article 59. Ce même règlement encadre la possibilité pour la communauté énergétique de définir librement son propre modèle de répartition et détermine pour ce cas les échanges de données nécessaires entre la communauté et le gestionnaire de réseau de distribution. Lorsqu’elle effectue elle-même l’allocation des quantités d’énergie électrique à ses membres, la communauté énergétique respecte les modalités visées ci-avant.

(6)La communauté énergétique est autorisée à déléguer l’allocation des quantités d’énergie électrique à ses membres visée au paragraphe

(5)à un prestataire de service. h Le prestataire de service doit être en mesure de suivre les modalités et les conditions techniques et organisationnelles relatives à l’organisation du partage de l’énergie produite visées au paragraphe

(5). Ce prestataire de service ne doit pas être un membre de la communauté énergétique.

(7)La communauté énergétique, ses membres ou ses actionnaires, lorsqu’ils sont des utilisateurs du réseau qui prélèvent de l’électricité du réseau, concluent individuellement un contrat de fourniture avec le fournisseur de leur choix nonobstant un éventuel partage d’énergie électrique au sein de la communauté. La communauté énergétique, ses membres ou ses actionnaires, lorsqu’ils sont des utilisateurs du réseau qui injectent de l’électricité dans le réseau, sont autorisés à vendre cette électricité via des fournisseurs individuels ou via un fournisseur commun, nonobstant un éventuel partage d’énergie électrique au sein de la communauté énergétique. L’électricité qui ne fait pas l’objet de partage d’énergie électrique et qui est injectée dans le réseau est, le cas échéant, rémunérée conformément à la loi modifiée du 5 août 1993 concernant l’utilisation rationnelle de l’Énergie. Ils peuvent également vendre leur production d’électricité qui ne fait pas l’objet de partage d’énergie électrique et qui est injectée dans le réseau par des accords d’achat d’électricité, sous réserve qu’ils soient financièrement responsables des déséquilibres qu’ils provoquent sur le système électrique. En ce sens, ils assurent la fonction de responsable d’équilibre, ou délèguent leur responsabilité en matière d’équilibre, conformément à l’article 33. La communauté énergétique, ses membres ou ses actionnaires en tant que clients actifs, lorsqu’ils vendent leur production d’électricité sur le marché de l’électricité ou.par accord d’achat d’électricité à des clients finals sans passer via un fournisseur, doivent être titulaires d’une autorisation de fourniture telle que visée à l’article 46.

(8)Le gestionnaire de réseau de distribution concerné ou, en cas de fourniture intégrée, le ou les fournisseurs respectifs, facturent les frais d’utilisation du réseau et des services accessoires visés à l’article 20, la contribution due pour le mécanisme de compensation visée à l’article 7 ainsi que la taxe « électricité » visée à l’article 66 en prenant en compte le même modèle de répartition visé au paragraphe

(5).

(9)Une communauté énergétique qui entend organiser le partage d’énergie électrique conclut préalablement une convention avec le ou les gestionnaires de réseau de distribution concernés basée sur un contrat-type qui est à élaborer conjointement par les gestionnaires de réseau de distribution et à soumettre à la procédure d’acceptation, intervenant après consultation, prévue à l’article 57. La convention doit préciser au moins :

a)l’identité et l’adresse des membres ou actionnaires de la communauté énergétique et qui participent au partage d’énergie électrique en tant qu’utilisateurs du réseau ;
b)pour chacun de ces utilisateurs du réseau, une indication de leurs activités de consommation, de production ou de stockage, ainsi que les caractéristiques techniques des installations concernées ;
c)la clé de répartition appliquée pour le partage de l’énergie produite. La convention est à adapter à chaque fois qu’un membre ou actionnaire de la communauté énergétique participant au partage d’énergie électrique, les installations concernées ou la clé de répartition changent.

(10)Le partage d’énergie électrique visé au paragraphe

(5)se fait pour chaque quart d’heure et résulte dans un bilan énergétique après partage. Ce bilan détermine pour chaque quart d’heure les quantités d’énergie allouées à chaque participant au partage de l’énergie électrique. Les quantités d’énergie électrique prélevées du réseau ainsi que les quantités d’énergie électrique totales consommées et produites individuellement par les membres de la communauté énergétique sont communiquées au moins tous les mois, selon le cas, à la communauté énergétique ou au gestionnaire de réseau de distribution 12 concerné, ainsi qu’aux fournisseurs respectifs des membres ou actionnaires de la communauté. La forme et le contenu du bilan énergétique, ainsi que l’intervalle auquel il est communiqué sont précisés par le règlement visé au paragraphe

(5). Ce bilan énergétique est à établir par le gestionnaire de réseau concerné. Dans les cas où les membres ou actionnaires de la communauté énergétique sont raccordés à des réseaux gérés par plusieurs gestionnaires de réseau, la communauté énergétique peut établir elle-même le bilan énergétique ou bien déléguer l’allocation des quantités d’énergie électrique visée au paragraphe

(5)à un tiers ou à un des gestionnaires de réseau concernés sous réserve de l’accord de tous les gestionnaires de réseau impliqués. Dans le cas où une communauté énergétique entend définir un autre modèle de répartition que le modèle simple prévu au paragraphe

(5), le bilan est établi par la communauté énergétique ou par un tiers désigné par elle.

(11)La constitution et la dissolution d’une communauté énergétique sont à notifier au régulateur moyennant un formulaire de notification qu’il met à disposition à cette fin. Une activité de partage d’énergie électrique qu’une communauté énergétique compte organiser entre ses membres ou actionnaires et la cessation définitive d’une telle activité de partage ainsi que tout changement de la composition des membres ou actionnaires qui participent au partage au sein de la communauté sont à déclarer au régulateur ainsi qu’au gestionnaire de réseau et aux fournisseurs concernés au plus tard à l’évènement.

(12)Une communauté d’énergie renouvelable constituée en vertu de l’ancien article Qquatertel qu’introduit par la loi du 3 février 2021 modifiant la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché 'de l’électricité est réputée être une communauté énergétique dont les installations de production sont toutes basées sur des énergies renouvelables. Leur existence n’est pas remise en cause avec les dispositions du présent article. » Art.

L’article 8quinquies de la même loi est remplacé comme suit : « Art. 8quinquies. Chaque utilisateur du réseau est autorisé à exploiter une installation de stockage d’énergie dans les limites de puissance et de capacité et selon les conditions d’exploitation à arrêter par le régulateur après consultation organisée conformément à l’article
Ces conditions n’empêchent pas qu’un utilisateur du réseau puisse fournir plusieurs services simultanément, si cela est techniquement réalisable et sous réserve de toutes les autorisations éventuellement requises. L’utilisateur du réseau qui exploite une installation de stockage d’énergie n’est soumis à aucune redevance en double, y compris les redevances d’accès au réseau, pour l’électricité stockée qui reste dans ses locaux ou lorsqu’il fournit des services de flexibilité aux gestionnaires du réseau. Un client actif propriétaire d’une installation de stockage d’énergie est raccordé au réseau par le gestionnaire de réseau concerné dans un délai raisonnable, ne pouvant dépasser quatre-vingt-dix jours, après sa demande, pour autant que toutes les conditions requises telles que la responsabilité en matière d’équilibrage et de compteurs adéquats soient remplies. » 13 Art.
Au chapitre II de la même loi, il est inséré une section IX nouvelle comprenant un article 8sex/es nouveau, libellés comme suit : « Section IX. Participation active de la demande et agrégation Art. 8sex/es.

(1)Tous les clients finals, y compris ceux gui offrent la participation active de la demande par l’agrégation, peuvent participer d’une manière non discriminatoire, aux côtés des producteurs d’électricité, à tous les marchés de l’électricité. En particulier, ils sont autorisés à conclure un contrat d’agrégation sans le consentement des autres entreprises d’électricité avec lesguelles ils ont un contrat. Les clients finals gui ont un contrat avec des agrégateurs indépendants ne peuvent être exposés à des paiements abusifs, sanctions ou autres restrictions contractuelles abusives de la part de leurs fournisseurs. Chague agrégateur a le droit d’entrer sur les marchés de l’électricité sans le consentement d’autres acteurs du marché. Les agrégateurs sont financièrement responsables des déséguilibres gu’ils provoguent dans le système électrigue. En ce sens, ils assurent la fonction de responsable d’éguilibre ou délèguent leur responsabilité en matière d’éguilibrage conformément à l’article 33.

(2)Les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution traitent les agrégateurs de la participation active de la demande lors de l’achat de services de flexibilité technigue de façon non discriminatoire aux côtés des producteurs, sur la base de leurs capacités technigues.

(3)Le régulateurélabore des modalités en matière de participation active de la demande par l’agrégation en étroite concertation avec les gestionnaires de réseau et les acteurs du marché intéressés. Ces modalités sont arrêtées par lui sous forme de règlement après consultation organisée conformément à l’article 59 et contiennent au moins les éléments suivants :

a)des règles non discriminatoires et transparentes gui attribuent clairement à toutes les entreprises d’électricité et tous les clients leurs rôles et responsabilités ;
b)des règles et procédures non discriminatoires et transparentes pour l’échange de données entre les agrégateurs et d’autres entreprises d’électricité, gui assurent un accès aisé aux données sur une base éguitable et non discriminatoire tout en protégeant pleinement les informations commercialement sensibles et les données à caractère personnel des clients ;
c)un mécanisme de résolution des conflits entre les agrégateurs et les autres acteurs du marché, y compris la responsabilité en matière de déséguilibres ;
d)des modalités d’allocation aux responsables d’éguilibre et aux autres parties concernées des guantités d’énergie électrigue résultant des mesures de participation active de la demande et, lorsgu’elle se justifie, une méthode de compensation financière. Le ministre peut demander au régulateur de reconsidérer sa décision conformément à la procédure prévue à l’article 54, paragraphe

(8).

(4)Lorsgue les modalités prévues au paragraphe

(3)prévoient gue les entreprises d’électricité ou les clients actifs gui offrent la participation active de la demande versent une compensation financière aux autres acteurs du marché ou aux responsables d’éguilibre des acteurs du marché, si ces acteurs du marché ou ces responsables d’éguilibre sont directement affectés par l’activation de la participation active de la demande, cette compensation financière est à déterminer de façon à ne pas créer de barrière à l’entrée sur le marché pour les agrégateurs ni d’entrave à la flexibilité et elle est limitée au montant correspondant aux coûts gui en résultent et gui sont supportés par les fournisseurs des clients participants ou les responsables d’éguilibre du fournisseur durant la période de 14 temps d’activation de la participation active de la demande. La méthode de calcul de la compensation financière prend en compte des bénéfices apportés par les agrégateurs indépendants vis-à-vis des autres acteurs du marché. Les agrégateurs ou les clients participants, après une période d’évaluation se terminant au plus tôt le 1 er janvier 2026, peuvent se voir imposer de contribuer à une telle compensation, mais uniquement dans les cas et dans la mesure où les bénéfices pour tous les fournisseurs, les clients et leurs responsables d’équilibre ne dépassent pas les coûts directs qu’ils ont supportés.

(5)Les gestionnaires de réseau concernés élaborent conjointement, en concertation avec le régulateur et agissant en étroite coopération avec les acteurs du marché, les exigences techniques pour la contribution de la participation active de la demande sur l’ensemble des marchés de l’électricité sur la base des caractéristiques techniques de ces marchés et des capacités de la participation active de la demande. Ces exigences couvrent la participation des charges agrégées et sont à soumettre à la procédure d’acceptation, intervenant après consultation, conformément à l’article 57.

(6)Les agrégateurs mettent à disposition de leurs clients des factures et des informations relatives à la facturation et aux services prestés qui sont précises, claires, concises et faciles à comprendre. A la demande du client, les factures et les informations relatives à la facturation lui sont adressées par voie électronique et une explication claire et compréhensible sur la manière dont la facture a été établie lui est fournie. Le régulateur précise la forme, le contenu et les modalités de facturation par les agrégateurs concernant les services qu’ils fournissent ainsi que les redevances et taxes qui s’appliquent. Ces précisions sont arrêtées par lui sous forme .de règlement après . consultation organisée conformément à l’article 59.

(7)Au moins vingt jours avant de commencer leur activité, les agrégateurs indépendants notifient au régulateur leur intention de proposer des services d’agrégation. La notification identifie sans équivoque l’entreprise et contient une description ainsi que la date du lancement prévues des activités. Ces informations sont consignées par le régulateur dans un registre accessible au public sous forme électronique.

(8)Chaque agrégateur établit et transmet au régulateur, selon les détails et aux échéances fixées par ce dernier, un rapport annuel concernant ses activités au GrandDuché de Luxembourg. » Art. 12. Au chapitre II de la même loi, il est inséré une section X nouvelle comprenant un article Qsepties nouveau, libellés comme suit : « Section X. Projets à caractère expérimental Art. Qsepties.

(1)Sur demande motivée d’un porteur de projet, le régulateur confère le statut de projet à caractère expérimental à un projet qui réunit les conditions suivantes :

a)Le projet vise à concrétiser ou faciliter la transition énergétique, à augmenter l’efficacité énergétique, à développer la digitalisation des réseaux électriques, à augmenter la résilience du système électrique, à contribuer à la réduction d’émissions de gaz à effets de serre ou à soutenir la mise en œuvre des objectifs fixés dans le plan national intégré en matière d’énergie et de climat soumis conformément au règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat, modifiant les règlements (CE) n° 663/2009 et (CE) n° 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/1 19/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) n° 525/2013 du Parlement européen et du Conseil; 15
b)Le projet poursuit des objectifs clairement définis et est fondé sur une approche et un suivi scientifiques ;
c)Le projet implique des acteurs ayant les capacités techniques, professionnelles organisationnelles requises pour mettre en œuvre les objectifs du projet. et

(2)Le porteur de projet peut, au moment de sa demande visée au paragraphe

(1)ou à tout moment ultérieur, demander au régulateur l’octroi de dérogations temporaires à des dispositions contenues dans les règlements et décisions pris par ce dernier en vertu de la présente loi. Le régulateur accorde les dérogations dans le cadre d’un projet à caractère expérimental déterminé, à condition que les conditions suivantes soient remplies :

a)La nécessité des dérogations demandées est justifiée par rapport aux objectifs du projet ;
b)La durée de la dérogation est justifiée par rapport aux objectifs du projet ;
c)Le champ d’application de la dérogation est limité au moins par l’un des trois critères suivants :
i)la dérogation n’impacte pas plus de mille utilisateurs du réseau ;
ii)la dérogation s’applique à une surface n’excédant pas dix kilomètres carrés ; iii) la dérogation se rapporte à une consommation finale d’électricité n’excédant pas soixante gigawattheures par an.
d)La dérogation ne contrevient pas au bon, accomplissement des missions des gestionnaires de réseau et ne porte pas atteinte à la sécurité et à la sûreté des réseaux ou à la qualité de leur fonctionnement. Le porteur de projet peut, au moment de sa demande visée au paragraphe

(1)ou à tout moment ultérieur, demander au régulateur d’accorder l’approvisionnement de clients résidentiels participant à leur projet à caractère expérimental avec un produit d’électricité autre qu’un produit standard d’électricité. Le régulateur en approuve les conditions qui sont communiquées de manière transparente aux utilisateurs du réseau concernés. Les dérogations visées aux alinéas 1 er et 2 sont accordées pour une durée maximale de trois ans. Sur demande motivée du porteur de projet, elles peuvent être prorogées pour une nouvelle période de trois ans au maximum.

(3)Le régulateur informe sans délai le ministre de la réception d’une demande visée au paragraphe

(1)ou au paragraphe

(2)et lui en fait parvenir une copie.

(4)Le régulateur prend sa décision dans les deux mois après réception de la demande visée au paragraphe

(1)ou

(2)ou après réception des informations complémentaires éventuellement demandées par lui. Au besoin, il y adapte les éléments de la demande visés au paragraphe

(2), alinéa 1 er, points c) et d), dans le respect des limites y fixées, aux circonstances du projet. Le régulateur détermine dans sa décision les données à partager le cas échéant avec des acteurs de la recherche et à publier selon les principes des données publiques ouvertes. Toute décision de refus ainsi que toute décision contenant des adaptations du champ d’application du projet sont motivées. Le régulateur publie sa décision au Journal officiel du Grand-Duché de Luxembourg ainsi que sur son site internet, sans préjudice de la protection de données confidentielles, qui seront le cas échéant effacées, et notifie ladite décision au demandeur. La décision prévue à l’alinéa 1 er produit ses effets quarante jours après sa publication. 16

(5)Le porteur du projet notifie une copie de la décision du régulateur aux utilisateurs du réseau impactés par le projet à caractère expérimental et les informe de manière claire et compréhensible des dérogations accordées ainsi que de leurs implications sur la situation de ces-derniers au moins trente jours avant la mise en application des dérogations. L’utilisateur du réseau impacté a le droit de s’exclure du champ d’application des dérogations à tout moment en adressant une notification d’exclusion expresse au porteur du projet ainsi qu’au régulateur. Ces modalités relatives au droit d’exclusion sont précisées dans la décision du régulateur ainsi que dans le courrier d’information visé à l’alinéa 1 er . Le porteur du projet informe le régulateur de toute notification d’exclusion lui adressée. Si l’utilisateur de réseau a été valablement informé des dérogations et n’a pas procédé à une notification d’exclusion endéans le délai de trente jours prévue à l’alinéa 1 er , il ne peut prétendre à aucun dédommagement sur base de l’application des dérogations accordées.

(6)Le porteur de projet rapporte, selon des modalités définies par le régulateur dans sa décision visée au paragraphe

(4), le progrès et les résultats du projet. Ces modalités incluent au moins un rapport intermédiaire et un rapport final. Ces rapports sont publiés sur les sites internet du porteur de projet et du régulateur, sans préjudice de la protection de données confidentielles qui seront le cas échéant effacées.

(7)Dans son rapport annuel visé à l’article 54, paragraphe

(3), le régulateur inclut un chapitre traitant des projets à caractère expérimental dans lequel il formule des recommandations pour de possibles adaptations réglementaires et légales découlant des résultats des projets à caractère expérimental. » Art. 13. L’article 9 de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 2 sont apportées les modifications suivantes :

a)À la lettre c), les termes « les services auxiliaires » sont remplacés par les termes « les services de flexibilité technique » et les termes « en réponse à la demande » sont remplacés par les termes « par la participation active de la demande et par les installations de stockage d’énergie ».
b)Après la lettre e), sont insérées les lettres
f)et
g)nouvelles, libellées comme suit : «
f)acquérir des services d’exploitation; de flexibilité technique afin de garantir la sécurité
g)assurer la protection des données, la cybersécurité et la gestion des données, y compris le développement de systèmes de gestion des données, sans préjudice de la compétence d’autres autorités. » 3° Au paragraphe 4, les termes « d’efficacité énergétique/gestion de la demande et/ou » sont remplacés par les termes « d’efficacité énergétique ou de participation active de la demande ou ». 4° Au paragraphe 6 sont apportées les modifications suivantes :
a)À la première phrase, les termes « et exceptionnelles » sont insérés entre les termes « les circonstances prévisibles » et les termes « dans lesquelles la sécurité d’exploitation » ;
b)La dernière phrase et les lettres
a)à
c)de l’alinéa 1 er ainsi que l’alinéa 2 sont supprimés. Art. 14. L’article 11 de la même loi est modifié comme suit : 1 0 Au paragraphe 2, les termes « et de stockage d’énergie » sont insérés entre les termes « les capacités de production » et les termes « existantes et en projet ». 17 2° Au paragraphe 3, lettre d), troisième tiret, les termes « mesures de gestion de la demande » sont remplacés par les termes « solutions de participation active de la demande ». 3° Au paragraphe 4, les trois dernières phrases sont remplacées par la phrase suivante : « À cette fin, les gestionnaires de réseau établissent un plan décennal de développement de leur réseau conformément aux dispositions prévues à l’article 27bis. » Art. 15. À l’article 13 de la même loi, le paragraphe 1 er est remplacé comme suit : «

(1)En cas de crise soudaine sur le marché de l’électricité et en cas de menace réelle et imminente pour la sécurité d’approvisionnement du territoire du Grand-Duché de Luxembourg, la sécurité physique ou la sûreté des personnes, des appareils ou installations, des ouvrages électriques ou pour l’intégrité des réseaux, des mesures de réduction de consommation, de réduction d’exportation aux points d’interconnexion et de déconnexion technique d’une partie du réseau d’électricité peuvent être prises par règlement grand-ducal après avoir demandé les avis du Commissaire du Gouvernement à l’Energie et du régulateur. Ces mesures doivent provoquer le moins de perturbations possible pour le fonctionnement du marché intérieur. Elles doivent être adéquates et ne doivent pas excéder la portée et la durée strictement indispensables pour remédier aux difficultés soudaines qui se sont manifestées. » Art. 16. L’article 15 de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 2, la lettre

i)est remplacée comme suit : «
i)contribution de la capacité de production à la réalisation de l’objectif général de l’Union européenne consistant à atteindre une part d’au moins 32% d’énergie produite à partir de sources d’énergie renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie de l’Union européenne en 2030, visé à l’article 3, paragraphe 1-, de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 1 1 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables; » 2° Au paragraphe 2, après la lettre i), il est inséré une lettre
j)nouvelle, libellée comme suit : «
j)alternatives à la construction de nouvelles capacités de production, telles que des solutions de participation active de la demande et de stockage d’énergie. » Art. 17. L’article 16 de la même loi est modifié comme suit : 1 ° A u paragraphe 1 er, les termes «gestion de la demande» sont remplacés reprises par les termes « participation active de la demande ». à deux 2° Au paragraphe 2, les termes « gestion de la demande » sont remplacés à deux reprises par les termes « participation active de la demande ». Art. 18. L’article 17 de la même est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 1 er, les termes « , dont la puissance électrique nominale installée est supérieure ou égale à 800 watt, » sont insérés entre les termes « de la chaleur et de l’électricité combinées » et les termes « sont à déclarer ». 2° Au paragraphe 5, après la première phrase, il est inséré une phrase nouvelle, libellée comme suit : « Aussi longtemps que le producteur ne respecte pas cette obligation, l’énergie électrique produite par ces points de fourniture est temporairement affectée au périmètre d’équilibre du gestionnaire de réseau concerné. » 18 Art. 19. L’article 19 de la même loi est modifié comme suit : 1 ° Le paragraphe 1 er est complété par les termes « et d’avoir plus d’un contrat de fourniture d’électricité à la fois, pourvu que la connexion requise et les points de comptage soient établis ». 2° Au paragraphe 2bis, les termes « et de celle issue de la cogénération à haut rendement » et les termes « et pour celle issue de la cogénération à haut rendement » sont supprimés. 3° Le paragraphe 4 est remplacé comme suit : «

(4)Si un client souhaite changer de fournisseur ou d’agrégateur, dans le respect des termes et conditions des contrats, ce changement doit être effectué par le ou les gestionnaires de réseaux concernés ensemble avec les fournisseurs ou agrégateurs concernés dans les délais les plus courts possibles, compte tenu des contraintes techniques, mais sans dépasser un délai de trois semaines de la réception par le gestionnaire de réseau, le cas échéant par l’intermédiaire d’un fournisseur ou agrégateur, de la demande du client. Au plus tard au 1 er janvier 2026, la procédure technique de changement de fournisseur ou d’agrégateur à mettre en œuvre par les gestionnaires de réseau est effectuée en vingt-quatre heures au plus dès la demande parvenue au gestionnaire de réseau concerné. Cette procédure peut être réalisée n’importe quel jour ouvrable. Le changement de fournisseur n’entraîne pas de frais additionnels pour les clients résidentiels et les petites entreprises à moins que ces clients résilient de leur plein gré des contrats de fourniture d’électricité à durée déterminée et à prix fixe avant leur échéance, pour autant que ces frais relèvent d’un contrat que le client a conclu de son plein gré et qu’ils soient clairement communiqués au client avant la conclusion du contrat. Ces frais sont proportionnés et ne dépassent pas la perte économique directe subie par le fournisseur ou l’agrégateur du fait de la résiliation du contrat par le client, y compris les coûts de tout investissement groupé ou des services qui ont déjà été fournis au client dans le cadre du contrat. La charge de la preuve de la perte économique directe incombe au fournisseur ou à l’agrégateur. » 4° Après le paragraphe 4, sont insérés les paragraphes 5 à 8 nouveaux, libellés comme suit : «

(5)Tous les clients sont libres d’acheter et de vendre des services d’électricité, y compris l’agrégation, autres que la fourniture, indépendamment de leur contrat de fourniture d’électricité et auprès de l’entreprise d’électricité de leur choix.

(6)Lorsqu’un client final souhaite conclure un contrat d’agrégation, il a le droit de le faire sans le consentement des entreprises d’électricité ayant un contrat avec lui. Les agrégateurs informent pleinement leur proposent. les clients des conditions des contrats qu’ils

(7)Les clients finals ont le droit de recevoir gratuitement par l’agrégateur toutes les données pertinentes sur la participation active de la demande, au moins une fois par période de facturation si le client en fait la demande.

(8)Les droits visés aux paragraphes

(6)et

(7)sont accordés aux clients finals, sans discrimination en matière de coût, d’efforts et de temps et les clients finals ne sont pas soumis à des exigences techniques et administratives, des procédures ou des redevances discriminatoires de la part de leur fournisseur selon qu’ils ont ou non un contrat avec un agrégateur. » 19 Art. 20. L’article 20 de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 1 er , sont apportées les modifications suivantes :

a)L’alinéa 1 er est remplacé comme suit : « Le régulateur arrête selon des critères transparents les méthodes de calcul des tarifs d’utilisation des réseaux de transport, de distribution et industriels ainsi que des services accessoires. Ces méthodes décrivent la détermination des coûts à transposer en tarifs ainsi que la structure des tarifs. Les méthodes traitent les amortissements calculés sur la base des investissements réalisés, la durée d’utilisation usuelle des installations, des frais d’exploitation et la rémunération appropriée des capitaux. »
b)À l’alinéa 2, la deuxième phrase est remplacée comme suit : « Le régulateur veille à ce que les tarifs permettent d’améliorer la participation du consommateur à l’efficacité du système, y compris à la participation active de la demande, à la production distribuée, à l’autoconsommation, au partage d’énergie électrique et aux effacements de consommations. »
c)À l’alinéa 2, troisième phrase, les termes « gestion de la demande » sont remplacés par les termes « participation active de la demande ». 2° Après le paragraphe 3, il est rétabli un paragraphe 4 nouveau, libellé comme suit : «

(4)Le régulateur met à la disposition du public la méthode détaillée et les coûts sous• jacents retenus pour le calcul des tarifs de 'réseau, tout en préservant la confidentialité • des informations commercialement sensibles. » 3° Le paragraphe 5 est remplacé comme suit : «

(5)Les méthodes fixées au paragraphe

(1)prévoient des mesures incitatives appropriées, tant à court terme qu’à long terme, pour encourager les gestionnaires de réseau à une amélioration de l’efficience économique et énergétique ainsi qu’une optimisation de la qualité de l’électricité visée à l’article 10 et de la qualité du service visée à l’article 27, paragraphe

(12)et assurent une rémunération suffisante pour l’acquisition des services de flexibilité technique visés à l’article 27, paragraphe

(7), afin de permettre aux gestionnaires de réseau de recouvrer au moins les coûts correspondants raisonnables, y compris les dépenses nécessaires liées aux technologies de l’information et de la communication et les coûts d’infrastructure. » 4° Le paragraphe 5bis est remplacé comme suit : « (5b/s) Les méthodes fixées au paragraphe

(1)n’empêchent pas les gestionnaires de réseau d’acquérir ou les acteurs du marché de fournir des services visés à l’article Bsexies dans le cadre des mesures d’effacement de consommation, de la participation active de la demande et de la production distribuée sur les marchés de l’électricité. » 5° Le paragraphe ôterest remplacé comme suit : « (5ter) Les méthodes fixées au paragraphe

(1)assurent que les tarifs d’utilisation du réseau en ce qui concerne l’électricité injectée dans le réseau et prélevée du réseau par des clients actifs ou par des autoconsommateurs agissant individuellement ou de manière collective ou par des communautés énergétiques ne sont pas discriminatoires, sont établis de manière transparente et reflètent les coûts réels. L’électricité renouvelable qu’un autoconsommateur d’énergie renouvelable a lui-même produite et qui reste dans ses locaux, y compris après une période de stockage, ne peut pas être sujette à des tarifs d’utilisation du réseau, sans préjudice de la possibilité pour le régulateur de prévoir dans la méthode visée au paragraphe

(1)des tarifs pour rémunérer la puissance mise à disposition de l’autoconsommateur par le réseau. Cette disposition s’applique également à l’électricité renouvelable produite et partagée au sein 20 d’une communauté énergétique entre des points de fourniture qui sont tous raccordés au réseau basse tension d’un seul gestionnaire de réseau de distribution et dont la distance séparant les deux points d’injection ou de prélèvement les plus éloignés n’excède pas 300 mètres. Elle s’applique de même à l’électricité renouvelable produite et autoconsommée par un utilisateur du réseau visé à l’article 8ter, paragraphe

(4)dans la mesure où la distance qui sépare les points de fourniture concernés n’excède pas 100 mètres ou encore par des autoconsommateurs d’énergies renouvelables agissant de manière collective, y inclus le cas de figure visé à l’article Bter, paragraphe

(5). Elle s’applique encore à la fourniture d’électricité renouvelable à un ou plusieurs utilisateurs du réseau d’un même immeuble se trouvant derrière un même point de raccordement par un utilisateur du réseau du même immeuble se trouvant derrière ce même point de raccordement qui l’a lui-même produite sur ce même immeuble. Les communautés d’énergie renouvelable constituées en vertu de l’ancien article Bquater tel qu’introduit par la loi du 3 février 2021 modifiant la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité, sont réputées être des communautés énergétiques auxquelles s’appliquent la disposition relative aux tarifs d’utilisation du réseau visée à l’alinéa 2 même si la prescription d’un éloignement maximal de 300 mètres n’est pas respectée. Dans tous les autres cas, les activités de partage se font sans préjudice des redevances d’accès au réseau, tarifs et prélèvements applicables, conformément à une analyse coûts-avantages transparente des ressources énergétiques distribuées élaborée par le régulateur. » 6° Le paragraphe 6 est modifié comme suit :

a)L’alinéa 1 er est remplacé par trois alinéas, libellés comme suit : « Chaque gestionnaire de réseau définit dans sa zone de réglage pour chaque niveau de tension une proposition concernant les conditions générales d’utilisation du réseau réglant les relations avec ses clients finals qu’il soumet à la procédure d’acceptation, intervenant après consultation, conformément à l’article 57. Lorsque plusieurs gestionnaires de réseau sont situés dans une même zone de réglage, une proposition commune de conditions générales d’utilisation du réseau réglant les relations avec les clients finals, est élaborée en coordination étroite, par les gestionnaires de réseau concernés qu’ils soumettent conjointement à la procédure d’acceptation, intervenant après consultation, conformément à l’article 57. Après acceptation et publication par le régulateur de ces conditions générales au Journal officiel du Grand-Duché de Luxembourg, celles-ci sont réputées avoir été portées à la connaissance de tous les concernés et leur sont opposables. »
b)L’alinéa 2, qui devient le nouvel alinéa 4, est complété par la phrase suivante : « Toute utilisation du réseau s’entend comme acceptation par l’utilisateur du réseau des conditions générales d’utilisation du réseau. » ;
c)À l’alinéa 3, lettre b), les termes « la responsabilité d’équilibre et » sont insérés entre les termes « principes concernant » et les termes « le rattachement » ;
d)À l’alinéa 3, la lettre
e)est complétée par les termes « , y compris des données à caractère personnel » ;
e)À l’alinéa 3, lettre f), les termes « de facturation et » sont insérés entre le terme « modalités » et les termes « de paiement » ; 21
f)L’alinéa 3 est complété par les deux lettres
k)et I) nouvelles, libellées comme suit : «
k)description des services fournis, y compris l’acheminement de l’énergie électrique à destination ou au départ du point de fourniture de l’utilisateur du réseau; I) droits et obligations des parties. » Art. 21. Après l’article 20 de la même loi, il est inséré un article 20bis nouveau, libellé comme suit : « Art. 20bis.

(1)Le régulateur arrête, après consultation organisée conformément à l’article 59, les principes de séparation comptable et de détermination des coûts pour les activités accessoires suivantes :

a)toute activité accessoire en relation avec l’activité principale dont l’exercice est imposé aux gestionnaires de réseau par une disposition légale ou réglementaire ;
b)toute activité accessoire exercée par un gestionnaire de réseau en raison de la nécessité pour le gestionnaire de réseau de l’exercer pour s’acquitter de ses obligations au titre de la présente loi ou du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité ;
c)toute activité accessoire consistant dans le fait d’être propriétaire de réseaux autres que les réseaux d’électricité, de les développer, de les gérer pu de les exploiter ;
d)l’activité accessoire consistant dans le fait d’être propriétaire d’installations de stockage d’énergie de les développer, de les gérer ou de les exploiter conformément à l’article 28ter ;
e)l’activité accessoire consistant dans le fait d’être propriétaire d’une infrastructure de charge publique dans les cas prévus et conformément à l’article 27, paragraphe

(13), de la déployer, de la gérer, de l’exploiter et de l’entretenir ; f) toute activité accessoire qui est en relation avec l’activité principale ou qui résulte de synergies réalisées du fait de l’exercice de l’activité principale et qui par-là contribue à une utilisation efficiente des ressources du gestionnaire de réseau en question. Ces principes concernent l’allocation des coûts et des revenus, y compris pour les coûts et revenus qui sont communs à plusieurs activités, les durées d’amortissement calculées sur la base des investissements réalisés ou à réaliser, les durées d’utilisation usuelle des installations, la rémunération appropriée du capital ainsi que les frais d’exploitation. Les résultats générés par des activités accessoires dont l’exercice est imposé aux gestionnaires de réseau par une disposition légale ou réglementaire, sont imputés au compte de régulation du gestionnaire de réseau concerné suivant les principes et modalités définis par le régulateur.

(2)Pour chaque activité accessoire visée au paragraphe

(1), le régulateur peut ajuster et compléter, après consultation organisée conformément à l’article 59, les principes généraux visés au paragraphe

(1). Pour l’activité accessoire visée au pointe) du paragraphe

(1)ainsi que pour toute autre activité accessoire visée au paragraphe

(1)pour laquelle le régulateur considère que cela se justifie en raison de son envergure ou de sa nature, le régulateur arrête, après consultation organisée conformément à l’article 59, un régime d’accès de tiers et une structure tarifaire applicable aux bénéficiaires de l’activité accessoire en question.

(3)Lors de l’établissement des modalités visées aux paragraphes

(1)et

(2), le régulateur tient compte des orientations générales de politique énergétique indiquées par le ministre. 22

(4)Sous réserve de disposer de toutes autres autorisations éventuellement requises, l’exercice par un gestionnaire de réseau d’une activité accessoire visée par les points b) à d) du paragraphe

(1)est soumis à l’autorisation préalable par le régulateur et l’exercice d’une activité accessoire visée au point f) du paragraphe

(1)est à déclarer au préalable a u régulateur. À cette fin, les gestionnaires de réseau introduisent auprès du régulateur selon le cas, une demande d’autorisation ou une déclaration pour l’exercice des activités accessoires en question. Cette demande d’autorisation ou cette déclaration est accompagnée d’une justification pour l’exercice de l’activité accessoire en question ainsi qu’une description des modalités selon lesquelles cette exploitation envisagée. Pour les activités accessoires exercées au moment de l’entrée en vigueur de la présente loi, les gestionnaires de réseau disposent d’un délai de six mois pour régulariser leur situation moyennant demande d’autorisation ou déclaration. Les autorisations octroyées par le régulateur dans le contexte du présent paragraphe peuvent être conditionnelles et limitées dans le temps.

(5)Sans préjudice d’autres dispositions de la présente loi, le régulateur peut encadrer les activités accessoires visées au paragraphe

(1)en fixant, après consultation organisée conformément à l’article 59 :

a)des modalités d’exécution de l’activité ;
b)une limitation de la durée pour tenir compte de l’évolution dans le temps de la disponibilité compétitive de l’activité en question ;
c)l’obligation de cessation, éventuellement ' fonction de critères déterminés. progressive, de l’activité, le cas échéant en

(6)Pour les activités accessoires visées au paragraphe

(1), pour lesquelles le régulateur décide en vertu du paragraphe

(2)d’arrêter un régime d’accès de tiers et une structure tarifaire, les gestionnaires de réseau concernés procèdent au calcul des coûts et tarifs de ces activités accessoires sur base des modalités visées aux paragraphes

(1)et

(2)et aux échéances qu’elles fixent. Ces tarifs et les conditions y relatives doivent être non discriminatoires, transparents ainsi que suffisamment décomposés et vérifiables.

(7)Les tarifs visés au paragraphe

(6)sont à soumettre par le gestionnaire de réseau concerné à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57 au plus tard quatre mois avant l’expiration régulière des tarifs précédemment acceptés. Le régulateur prend sa décision en tenant compte des orientations générales de politique énergétique indiquées par le ministre. Au cas où les tarifs ne pourraient être acceptés dans les délais prévus, les tarifs précédemment acceptés continueront à s’appliquer, sauf décision du régulateur de fixer des tarifs provisoires. Dans ce cas, le régulateur peut arrêter des mesures compensatoires appropriées si les tarifs acceptés s’écartent des tarifs provisoires. Les tarifs acceptés ou fixés provisoirement sont à publier par le gestionnaire de réseau concerné ensemble avec la décision respective du régulateur au moins sur son site internet.

(8)Chaque gestionnaire de réseau établit et transmet au régulateur, selon les détails et aux échéances fixés par ce dernier, des rapports et des informations statistiques concernant ses activités accessoires. Art. 22. L’article 27 de la même loi est modifié comme suit : 1 ° A u paragraphe 2, les termes «doivent s’abstenir» sont remplacés par les termes « agissent en tant que facilitateurs neutres du marché et s’abstiennent ». 2° Au paragraphe 3, alinéa 1 er , les termes « aux fournisseurs et aux utilisateurs du réseau » sont remplacés par les termes « aux acteurs du marché ». 23 3° Le paragraphe 3bis est remplacé comme suit : « (3b/s) À la demande d’un utilisateur du réseau et dans la mesure où les informations relatives à la consommation, au prélèvement, à la production ou à l’injection d’électricité sont disponibles pour le passé, les gestionnaires de réseau mettent ces informations à la disposition de l’utilisateur du réseau ou d’un tiers désigné par lui. L’accès à ces données est gratuit et rapide et se fait sous une forme aisément compréhensible. » 4° Les paragraphes 4 et 5 sont remplacés comme suit : «

(4)Les gestionnaires de réseau mettent à disposition d’un fournisseur qui est dûment mandaté par un utilisateur du réseau et qui en fait la demande, sous forme électroniquement exploitable, les informations relatives à l’utilisateur du réseau en question lorsqu’il est raccordé à leur réseau respectif, à savoir :

a)le code d’identification et la localisation précise du point de fourniture, les numéros des points de comptage concernés ;
b)l’identité et l’adresse postale de l’utilisateur du réseau ;
c)le cas échéant, l’identification du profil standard appliqué au point de fourniture ;
d)les informations permettant d’identifier le tarif d’utilisation du réseau applicable au point de fourniture. Ces informations concernant les utilisateurs du réseau se trouvant en fourniture par défaut ou en fourniture du dernier recours sont mises à disposition par les gestionnaires de réseau au fournisseur par défaut respectivement au fournisseur du dernier recours.

(5)Les gestionnaires de réseau prennent les mesures nécessaires pour garantir une communication de marché efficace. Ils sont tenus de donner leur soutien au développement équitable, harmonieux et équilibré du marché de l’électricité au GrandDuché de Luxembourg. La communication de marché est gérée par et intégrée dans la plateforme informatique visée à l’article 27ter conformément au calendrier visé à l’article 27ter, paragraphe

(10). Les entreprises d’électricité utilisent impérativement l’identifiant unique visé à l’article 27ter, paragraphe

(6), alinéa 2, lorsqu’elles transmettent des données dans le cadre de la communication de marché. Les modalités pratiques et procédurales relatives à la communication de marché sont arrêtées par le régulateur après une procédure de consultation organisée conformément à l’article 59. » 5° Au paragraphe 6, les termes « clients finals » sont remplacés à deux reprises par les termes « utilisateurs du réseau ». 6° Le paragraphe 7 est remplacé comme suit : «

(7)Pour couvrir les pertes d’énergie et pour prester les services d’équilibrage de la manière économiquement la plus avantageuse, les gestionnaires de réseau agissent en tant que facilitateur neutre du marché et se procurent l’énergie selon des procédures transparentes, non discriminatoires et reposant sur les règles du marché. En tenant compte des contraintes techniques inhérentes à la gestion des réseaux, les règles que les gestionnaires de réseau adoptent pour acquérir des services de flexibilité technique, sont objectives, transparentes et non discriminatoires et sont élaborées dans le cadre d’un processus transparent et participatif qui inclut l’ensemble des entreprises d’électricité et acteurs du marché concernés, y compris les acteurs du marché offrant de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, les acteurs du marché pratiquant la participation active de la demande, les exploitants d’installations de stockage d’énergie et les agrégateurs. 24 Les gestionnaires de réseau établissent les spécifications pour les services de flexibilité technique et, le cas échéant, les produits standard pour ces services, au moins au niveau national. Les spécifications garantissent une participation effective et non discriminatoire de tous les acteurs du marché, y compris les acteurs du marché offrant de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, les acteurs du marché pratiquant la participation active de la demande, les exploitants d’installations de stockage d’énergie et les agrégateurs. Les gestionnaires de réseau échangent toutes les informations nécessaires et se coordonnent entre eux afin d’assurer l’utilisation optimale des ressources, de garantir une exploitation sûre et efficace du réseau et de faciliter le développement du marché. Aux fins de la participation effective des acteurs visés aux alinéas 2 et 3, les gestionnaires de réseau, en concertation avec le régulateur et en coopération étroite avec tous les acteurs du marché, établissent des exigences techniques de participation à ces marchés sur la base des capacités techniques desdits marchés et des capacités de tous les acteurs du marché. Les règles, spécifications et exigences techniques visées au présent paragraphe sont à soumettre à la procédure d’acceptation intervenant après consultation, conformément à l’article 57. » 7° Après le paragraphe 7, il est inséré un paragraphe 7bis nouveau, libellé comme suit : « (7b/s) Le paragraphe

(7)s’applique à l’acquisition, par les gestionnaires de réseau, de services de flexibilité technique, à moins que le régulateur n’ait évalué la fourniture de ce type de services fondée sur le marché comme étant non judicieuse d’uh point de vue économique et qu’il ait accordé une dérogation. Le cadre réglementaire visé au paragraphe

(7)garantit que les gestionnaires de réseau peuvent acheter de tels services auprès de fournisseurs de participation active de la demande ou de stockage d’énergie et encourage l’adoption de mesures d’efficacité énergétique lorsque ces services permettent, moyennant un bon rapport coût-efficacité, de réduire la nécessité de moderniser ou de remplacer des capacités électriques et favorisent l’exploitation sûre et efficace du réseau. L’obligation d’acheter des services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence ne s’applique pas aux composants pleinement intégrés au réseau. » 8° Le paragraphe 8 est remplacé comme suit : «

(8)Les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires d’un réseau industriel veillent, pour ce qui les concerne, à la disponibilité des services de flexibilité technique suivants indispensables à l’exploitation de leur réseau :

a)Services pour le maintien de la fréquence conformément au règlement (UE) 2017/2195 de la Commission du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique :
i)les réserves de stabilisation de la fréquence ;
ii)les réserves de restauration de la fréquence ; iii) les réserves de remplacement.
b)Services pour la préservation et la reconstitution du système conformément au règlement (UE) 2017/2196 de la Commission du 24 novembre 2017 établissant un code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution du réseau électrique :
i)les services prévus dans le règlement (UE) 2017/2196 de la Commission du 24 novembre 2017 établissant un code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution du réseau électrique ;
ii)le service de black start. 25 Les gestionnaires de réseaux veillent, pour ce qui les concerne, à la disponibilité des services de flexibilité technique suivants indispensables à l’exploitation de leur réseau :
a)Services pour assurer l’équilibre de la zone de réglage du gestionnaire du réseau de transport et la levée des congestions conformément au 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 :
i)la compensation des déséquilibres momentanés ;
ii)la gestion des congestions.
b)Services pour le maintien de la tension :
i)le réglage de la tension et de la puissance réactive. » 9° Après le paragraphe 8bis, sont insérés les paragraphes 8ter, 8quater et 8quinquies nouveaux, libellés comme suit : « (8ter) Chaque gestionnaire de réseau de distribution coopère avec le gestionnaire de réseau de transport concerné en vue de la participation effective des acteurs du marché raccordés à son réseau aux marchés de détail, de gros et d’équilibrage. La fourniture de services d’équilibrage provenant de ressources situées dans le réseau de distribution fait l’objet d’un accord avec le gestionnaire de réseau de transport concerné conformément à l’article 57 du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité et à l’article 182 du règlement (UE) 2017/1485 de la Commission du 2août.2017 établissant une. ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l’électricité. (Qquatef) Chaque gestionnaire de réseau de transport est chargé :
a)d’adopter un cadre de coopération et de coordination entre les centres de coordination régionaux ;
b)de participer à la mise en place des évaluations de l’adéquation des ressources au niveau européen et national en vertu du chapitre IV du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité ;
c)de la numérisation des réseaux de transport. (Qquinquies) En effectuant leurs tâches au titre du présent article ainsi que de l’article 9, les gestionnaires de réseau de transport s’emploient en premier lieu à faciliter l’intégration du marché. Pour l’exécution des tâches visées aux paragraphes

(2),

(3), (8b/s) et (Qquater), ainsi qu’à l’article 9, paragraphe

(2), les gestionnaires de réseau de transport tiennent compte des recommandations émises par les centres de coordination régionaux. » 10° Au paragraphe 10, alinéa 2, les termes « d e l’ajustement» sont remplacés par les termes « de l’équilibrage » et les termes « ou qui produisent de la chaleur et de l’électricité combinées » sont supprimés. 11° Après le paragraphe 1 1, il est inséré un paragraphe U bis nouveau, libellé comme suit : « (1 1b/s) Les tâches prévues aux paragraphes

(8),

(9),

(10)et (1 1) sont effectuées par les gestionnaires de réseau conformément aux codes de réseau et lignes directrices adoptés au titre du chapitre VII du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité. » 12° Au paragraphe 12, la première phrase est remplacée par les deux phrases suivantes : « Les gestionnaires de réseau sont tenus de mesurer et de documenter la qualité du service qu’ils offrent. Cette qualité concerne au moins les services prestés aux acteurs du marché via la communication de marché, le respect de délais d’exécution de 26 procédures standard, telles que le raccordement standard et le traitement réclamations. » des 13° Le paragraphe 13 est remplacé comme suit : «

(13)Dans les cas prévus par la loi, les gestionnaires de réseau de distribution exécutent la mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique, sur le territoire défini par leur concession attribuée en vertu de l’article 25, conformément aux prescriptions de l’article 33b/s, sauf dérogations légales expresses. La mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique, exécutée par les gestionnaires de réseau de distribution constitue une activité accessoire au sens de l’article 2Qbis, paragraphe

(1), point e). L’interdiction prévue à l’article 33b/s, paragraphe

(2), ne s’applique pas aux entreprises intégrées d’électricité qui approvisionnent un nombre de clients finals connectés inférieur à cent mille. Si la mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique est assurée par les gestionnaires de réseau de distribution, le ministre organise au moins tous les cinq ans une consultation publique pour évaluer s’il existe un intérêt réel et sérieux de reprendre l’infrastructure de charge publique existante, y inclus les accessoires tels que les biens acquis et les autres engagements contractuels pris par les gestionnaires de réseau de distribution pour exécuter leur mission de déploiement, de gestion, d’exploitation et d’entretien de cette infrastructure, en vue d’exécuter la mission de service public d’opérateur de l’infrastructure de charge publique à un coût raisqnnable et en temps utile conformément aux prescriptions légales et réglementaires en vigueur. Sous réserve que la consultation publique prévue à l’alinéa 4 ait révélé un intérêt réel et sérieux de reprendre l’infrastructure et ses accessoires visés à l’alinéa précité, le ministre lance au plus tard douze mois après l’achèvement de cette consultation publique une procédure d’attribution de concession, telle que régie par la loi du 3 juillet 2018 sur l’attribution de contrats de concession, pour la mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique. Est admis à la procédure d’attribution de concession, sans préjudice d’autres conditions de participation relatives aux capacités professionnelles et techniques et à la capacité économique et financière, l’opérateur économique qui a conclu une convention de cession portant sur le transfert de propriété de l’infrastructure de charge publique telle que prévue à l’alinéa

Le ministre soumet, avant le lancement de la procédure d’attribution de concession, l’ensemble des conditions liées à l’attribution de la concession à l’examen du régulateur qui donne son approbation endéans les trois mois à condition que son examen des documents relatifs aux modalités de passation de la convention de concession ou de la convention de concession elle-même n’ait pas révélé des éléments susceptibles d’entraver une mise en concurrence réelle et sérieuse. Le régulateur notifie sa décision sans délai au ministre et la publie sur son site internet. Toute décision de refus d’approbation du régulateur doit être motivée. Si le régulateur a approuvé les conditions de la procédure d’attribution de concession, le ministre procède à la publication de l’avis de concession prévu à l’alinéa 5 sur base des documents approuvés par le régulateur. Au cas où le régulateur a pris une décision de refus d’approbation, le ministre saisit le régulateur de nouvelles demandes d’approbation conformément au présent alinéa. Dans ce cas, le délai pour la publication de l’avis de concession prévu à l’alinéa 5 est prorogé de quatre mois. Le régulateur peut établir des lignes directrices ou des dispositions relatives aux marchés pour aider les gestionnaires de réseau de distribution à garantir l’équité de la procédure de cession visée à l’alinéa
27 Les gestionnaires de réseau de distribution soumettent conjointement, au plus tard deux mois après la publication de l’avis de concession prévu à l’alinéa 5, les conditions de leur appel d’offres dans le cadre de la procédure de cession prévue à l’alinéa 9 à la procédure d’approbation prévue à l’alinéa
Au cas où le régulateur a pris une décision de refus d’acceptation, les gestionnaires de réseau de distribution saisissent le régulateur de nouvelles demandes d’acceptation conformément à l’alinéa
Les gestionnaires de réseau de distribution lancent conjointement, au plus tard un mois après la décision d’acceptation du régulateur, une procédure de cession portant sur le transfert de propriété de l’infrastructure de charge publique et ses accessoires en vue de la continuation de la mission de service public d’opérateur de l’infrastructure de charge publique par la publication d’un avis de cession au Journal officiel de l’Union européenne. Les documents de l’appel d’offres définissent au moins : a) le prix de vente pour l’ensemble de l’infrastructure de charge publique ainsi que ses accessoires permettant au moins de récupérer la valeur résiduelle des investissements réalisés par les gestionnaires de réseau de distribution ; b) les modalités, y compris un calendrier, de la reprise de l’infrastructure de charge publique et de ses accessoires. Sont admis à la procédure de cession, les soumissionnaires qui, endéans le délai de deux mois à partir de la publication de l’appel d’offres soumettent une offre qui : a) apporte la preuve qu’ils ont les capacités professionnelles, techniques, organisationnelles, économiques et financières réelles est sérieuses en vue d’assurer la mission d’opérateur de l’irffrastructure de charge publique selon le calendrier et les autres modalités prévus à l’article 33bis, paragraphe

(8);

b)apportent la preuve qu’ils ont la capacité financière de reprendre l’ensemble de l’infrastructure de charge publique ainsi que ses accessoires moyennant le prix de vente fixé dans les documents de l’appel d’offres ;
c)contient des tarifs d’utilisation de l’infrastructure de charge publique à facturer aux fournisseurs de service de charge. Toute offre contenant des tarifs d’utilisation de l’infrastructure de charge publique à facturer aux fournisseurs de service de charge excédant un montant maximal fixé dans les documents de l’appel d’offres est inadmissible. Les gestionnaires de réseau retiennent, au plus tard un mois après le délai de soumission des offres prévu à l’alinéa 10, le soumissionnaire ayant présenté l’offre la plus avantageuse déterminée sur base des tarifs d’utilisation de l’infrastructure de charge publique à facturer aux fournisseurs de service de charge qui prennent en compte le coût de déploiement, de gestion et d’exploitation de l’infrastructure de charge publique. Les conditions de la procédure de cession visées aux alinéas 10 à 12 sont, préalablement à la publication de l’avis de cession, soumises à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57. La décision d’attribution de la cession visée à l’alinéa 12 est également approuvée conformément à l’article 57 précité. La convention de cession, conclue au plus tard 15 jours après la publication de la décision d’acceptation du régulateur de la décision d’attribution de cession visée à l’alinéa 13, ne produit ses effets qu’à partir du moment où le soumissionnaire retenu est également retenu comme concessionnaire à l’occasion de la procédure d’attribution de concession visée à l’alinéa 5. À défaut d’une telle attribution de concession, la convention de cession est résolue. Dans ce cas, les gestionnaires de réseau de distribution concluent, en application des critères d’attribution visés à l’alinéa 12, la convention de cession avec un autre soumissionnaire ayant été valablement admis à la procédure de cession qui se portera alors candidat à la procédure d’attribution de concession visée à l’alinéa 5. 28 Dans les cas où la procédure d’attribution de concession visée aux alinéas 5 et 14 n’aboutit pas, les gestionnaires de réseau de distribution continuent à exécuter la mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique conformément à l’alinéa 1 er du présent paragraphe. Hormis les cas prévus par le présent paragraphe, les gestionnaires de réseau ne peuvent être propriétaires de bornes de charge et exercer la mission d’opérateur d’infrastructure de charge, sauf lorsqu’ils sont propriétaires de bornes de charge privées réservées à leur propre usage. » 14° Le paragraphe 15 est abrogé Art. 23. Après l’article 27 de la même loi, sont insérés deux articles 27bis et 27ter nouveaux, libellés comme suit : « Art. 27bis.

(1)Chaque gestionnaire de réseau de transport et chaque gestionnaire de réseau de distribution établit un plan décennal de développement de son réseau qui est mis à jour au moins tous les deux ans. Le plan renseigne sur les investissements planifiés et prévisibles pour le maintien, le renouvellement, le renforcement et l’extension du réseau, qu’il s’agisse de projets du gestionnaire de réseau ou d’un tiers, et précise pour chaque mesure les frais budgétisés par le gestionnaire de réseau.

(2)Plus particulièrement, le plan décennal de développement tension établi par le gestionnaire de réseau de transport : du réseau à très haute

a)est basé sur une estimation de l’évolution de la charge électrique et des injections qui est établie tous les deux ans par le gestionnaire de réseau de transport et qui est élaborée sur base de plusieurs scénarios qui tiennent compte du développement démographique, économique et social du pays, des objectifs nationaux et orientations générales de politique énergétique ainsi que des stratégies et des mesures destinées à atteindre les objectifs généraux et les objectifs spécifiques à long terme de l’Union européenne. Cette estimation est soumise à une consultation publique ;
b)indique aux acteurs du marché les principales infrastructures de très haute tension qui doivent être construites ou mises à niveau durant les dix prochaines années ;
c)répertorie tous les investissements déjà décidés et recense les nouveaux investissements qui doivent être réalisés durant les trois prochaines années ;
d)fournit un calendrier pour tous les projets d’investissement ;
e)tient pleinement compte du potentiel d’utilisation de la participation active de la demande, des installations de stockage d’énergie ou d’autres ressources susceptibles de constituer une solution de substitution à l’expansion du réseau, ainsi que des prévisions de la consommation, des échanges commerciaux avec d’autres pays et des plans d’investissement dans les réseaux pour l’ensemble de l’Union européenne et dans les réseaux régionaux ;
f)est notifié au régulateur, après consultation de toutes les parties intéressées.

(3)Le régulateur soumet le plan décennal de développement du réseau à très haute tension élaboré par le gestionnaire de réseau de transport à la procédure de consultation visée à l’article 59. Le régulateur notifie les résultats de la consultation au ministre et les publie, plus particulièrement pour ce qui concerne les éventuels besoins en matière d’investissement.

(4)Le régulateur examine si le plan décennal de développement du réseau à très haute tension couvre tous les besoins qui ont été recensés en matière d’investissement durant la consultation et si ce plan est cohérent avec le plan décennal non contraignant de 29 développement du réseau dans l’ensemble de l’Union européenne visé à l’article 30, paragraphe 1-, point b), du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité. En cas de doute quant à la cohérence avec le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union européenne, le régulateur consulte l’Agence et il peut exiger du gestionnaire de réseau de transport qu’il modifie son plan décennal de développement du réseau. Le ministre examine la cohérence du plan décennal de développement du réseau à très haute tension avec le plan national en matière d’énergie et de climat soumis conformément au règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 1 1 décembre 2018 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat, modifiant les règlements (CE) n° 663/2009 et (CE) n° 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) no 525/2013 du Parlement européen et du Conseil. Il peut formuler des recommandations au gestionnaire de réseau de transport en vue de modifier le plan.

(5)Dans les cas où le gestionnaire de réseau de transport, pour des motifs autres que des raisons impérieuses qu’il ne contrôle pas, ne réalise pas un investissement qui, en vertu du plan décennal de développement du réseau à très haute tension, aurait dû être réalisé dans les trois ans qui suivent, le régulateur prend au moins une des mesures ciaprès pour garantir la réalisation de l’investissement en question si celui-ci est toujours pertinent compte tenu du plan décennal de développement du réseau le plus récent:

a)exiger du gestionnaire question ; de réseau de transport qu’il réalise l’investissement
b)lancer une procédure d’appel d’offres ouverte l’investissement en question ; ou en à tous les investisseurs pour
c)imposer au gestionnaire de réseau de transport d’accepter une augmentation de capital destinée à financer les investissements nécessaires et autoriser des investisseurs indépendants à participer au capital. Lorsque le régulateur a eu recours aux pouvoirs dont il dispose en vertu de l’alinéa premier, la régulation tarifaire applicable couvre les coûts des investissements en question.

(6)Lorsque le régulateur a recours aux pouvoirs dont il dispose en vertu du paragraphe

(5), point b), il peut imposer au gestionnaire de réseau de transport d’accepter un ou plusieurs des éléments suivants :

a)un financement par un tiers ;
b)une construction par un tiers ;
c)la construction des nouveaux actifs en question par lui-même ;
d)l’exploitation des nouveaux actifs en question par lui-même. Le gestionnaire de réseau de transport fournit aux investisseurs toutes les informations nécessaires pour réaliser l’investissement, connecte les nouveaux actifs au réseau de transport et, d’une manière générale, fait tout pour faciliter la mise en œuvre du projet d’investissement. Les arrangements financiers correspondants d’acceptation prévue à l’article 57. sont à soumettre à la procédure

(7)Le plan décennal de développement du réseau à très haute tension final est publié par le gestionnaire de réseau de transport sur son site internet et transmis au régulateur, au ministre et au Commissaire du Gouvernement à l’Énergie. 30

(8)Les plans de développement du réseau élaborés pour les réseaux à haute, moyenne et basse tension offrent de la transparence quant aux services de flexibilité technique à moyen et long termes qui sont nécessaires, et énoncent les investissements programmés pour les cinq à dix prochaines années, l’accent étant mis en particulier sur les principales infrastructures nécessaires pour raccorder les nouvelles capacités de production et les nouvelles charges, y compris les points de recharge des véhicules électriques. Ces plans de développement du réseau incluent également le recours à la participation active de la demande, à l’efficacité énergétique, à des installations de stockage d’énergie ou à d’autres ressources auxquelles les gestionnaires de réseau doivent recourir comme alternatives à l’expansion de leur réseau.

(9)Pour l’établissement des plans de développement du réseau couvrant les réseaux à haute, moyenne et basse tension, les gestionnaires de réseau consultent tous les utilisateurs du réseau concernés ainsi que le gestionnaire du réseau à très haute tension concerné au sujet de leur plan de développement du réseau. Ils publient les résultats du processus de consultation ainsi que leur plan de développement du réseau et le transmettent au régulateur, au ministre et au Commissaire du Gouvernement à l’Energie. Le régulateur peut adresser une demande justifiée de modification des plans aux gestionnaires de réseau. Le ministre examine la cohérence des plans décennaux de développement du réseau à haute, moyenne et basse tension avec le plan national en matière d’énergie et de climat soumis conformément au règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climât, modifiant les règlements (CE) n° 663/2009 et (CE) n° 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/1 19/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) n° 525/2013 du Parlement européen et du Conseil. Il peut formuler des recommandations aux gestionnaires de réseau en vue de modifier leur plan. Art. 27ter.

(1)Il est créé, dans le respect des exigences de la législation en matière de protection de données et de la vie privée des clients finals, une plateforme informatique de données énergétiques qui est déployée par le gestionnaire de réseau de transport qui en assure également, dans les limites prévues à l’alinéa 2 du présent paragraphe, le rôle de responsable de traitement visé par l’article 4, point 7, du règlement UE 2016/679 du Parlement européen et du Conseil du 27 avril 2016 relatif à la protection des personnes physiques à l’égard du traitement des données à caractère personnel et à la libre circulation de ces données, et abrogeant la directive 95/46/CE (règlement général sur la protection des données). Le gestionnaire de réseau de transport n’est responsable que des traitements des données sur la plateforme. Lorsqu’une entreprise d’électricité ou de gaz naturel exécute un traitement en utilisant la plateforme, elle est responsable de la véracité et de l’exactitude des données. Néanmoins, le gestionnaire de réseau de transport doit prévoir une procédure qui permet de vérifier la véracité et l’exactitude des données sur la plateforme, d’effacer ou de rectifier les données inexactes sans tarder suite à une demande de rectification.

(2)La plateforme est mise en place de façon à constituer une plateforme de données centralisée pour au moins le secteur de l’électricité et celui du gaz naturel. Elle a pour objectif de : a) servir comme répertoire central de référence mettant de manière efficace, conviviale et sécurisée à la disposition des personnes visées aux paragraphes

(5)à

(8)des données auxquelles elles ont un droit d’accès légal ou conventionnel, et assurant la 31 conservation des données à des fins archivistiques, à des fins de recherche scientifique ou historique ou à des fins statistiques ;

b)faire office de plateforme unique d’échange de données assurant :
i)une gestion centralisée de la communication de marché et de la communication de marché visée à l’article 1 er, paragraphe (Wbis), de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel et permettant ainsi une harmonisation de l’ensemble des traitements relatifs à la gestion du marché et un échange efficace et facilité des données entre tous les ayants-droits afin d’assurer une exécution efficace des contrats ainsi que des obligations légales et de permettre aux intervenants de faire face à l’évolution du marché en termes de flexibilité;
ii)un traitement des données respectueux des principes consacrés par le règlement UE 2016/679 du Parlement européen et du Conseil du 27 avril 2016 relatif à la protection des personnes physiques à l’égard du traitement des données à caractère personnel et à la libre circulation de ces données, et abrogeant la directive 95/46/CE, notamment par son article 5, paragraphe 1 er.
c)permettre l’élaboration et la mise à disposition de statistiques et de données anonymisées à des fins de surveillance, de transparence et de recherche.

(3)La plateforme comprend les données suivantes : a) les noms, adresses, données de contact et l’identifiant unique prévu au paragraphe

(6)des utilisateurs du réseau et des preneurs de raccordement visés par la présente loi ainsi que par l’article 1 er , paragraphes

(41), respectivement (33b/s), de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel, et, dans la mesure où les personnes énumérées ci-avant sont des personnes morales, les noms, adresses et données de contact de la personne de contact désignée par eux;

b)les données collectées à l’occasion du comptage visé à l’article 29 de la présente loi ainsi qu’à l’article 35 de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel ;
c)les données et informations nécessaires au bon fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz naturel ainsi que des réseaux interconnectés telles que définies par voie de règlement par le régulateur après une procédure de consultation organisée conformément à l’article 59, la Commission nationale pour la protection des données étant demandée en son avis ;
d)les données visées à l’article 17, paragraphe

(1);

e)toutes autres données nécessaires au bon fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz naturel qui ne sont pas des données à caractère personnel. Les entreprises d’électricité et de gaz naturel collectent et introduisent les données visées aux points
a)à
d)ci-dessus dans les limites et conformément aux modalités pratiques et procédurales de la communication de marché, respectivement de la communication de marché visée à l’article 1 er, paragraphe (10b/s), de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel. Elles mettent à jour les données alimentées dans la plateforme sans délais à partir du jour où elles prennent connaissance des changements.

(4)La conception technique de la plateforme permet que d’autres vecteurs, comme l’eau ou la chaleur, puissent y être intégrés ultérieurement.

(5)Les entreprises d’électricité et de gaz naturel ont accès aux données visées au paragraphe

(3), alinéa 1 er , dans les limites des modalités pratiques et procédurales de la communication de marché, respectivement de la communication de marché visée à 32 l’article 1 er, paragraphe (10b/s) de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel. Le gestionnaire de réseau de transport garantit un accès de façon non discriminatoire toutes les données visées au paragraphe

(3), alinéa 1 er à ces entreprises. à

(6)Le gestionnaire de réseau de transport met en place un accès individuel et sécurisé à la plateforme pour les personnes visées au paragraphe

(3), alinéa 1 er, pointa), leur permettant de visualiser et de modifier, le cas échéant, de manière aisément compréhensible les données visées au paragraphe

(3), alinéa 1 er , qui les concernent. A cette fin, il introduit un système d’identifiant unique pour chaque personne physique et morale visée au paragraphe

(3), alinéa 1 er, pointa), afin de garantir une identification exacte et certaine. Il met en place des procédures relatives à la vérification et aux demandes d’attribution d’un identifiant unique qu’il publie sur le site internet de la plateforme et qu’il communique à l’occasion du lancement opérationnel de la plateforme aux entreprises d’électricité et aux entreprises de gaz naturel. Il assure la gestion des risques et erreurs liés à l’identification des personnes. Les personnes visées à l’alinéa 1 er peuvent octroyer un accès aux données de la plateforme qui les concernent à des personnes autres que celles visées au paragraphe

(5)qu’elles désignent via la plateforme. Cet accès peut être unique ou accordé pour une durée déterminée ou indéterminée et être rétracté à tout moment sur la plateforme. Les données sont partagées avec le tiers désigné de façon non discriminatoire et dès qu’elles sont disponibles. Le gestionnaire de réseau de transport publie les procédures permettant d’obtenir l'accès à la plateforme sur le site internet de la plateforme et les communique à l’occasion du lancement opérationnel de la plateforme aux fournisseurs visés par la présente loi ainsi que par l’article 1 er , paragraphe

(14)de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel qui en informent leurs clients et aux gestionnaires de réseau ainsi que les gestionnaires de réseau de distribution respectivement de transport visés par l’article 1 er, paragraphes

(22)respectivement

(24), de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel qui en informent les personnes visées au paragraphe

(3), alinéa 1 er, point a), lorsqu’ils ne sont pas fournis sous forme de fourniture intégrée.

(7)Le gestionnaire de réseau de transport donne accès via une interface standardisée à des extraits et informations au ministre, au régulateur, au Commissaire du Gouvernement à l’Energie ou à l’institut national de la statistique et des études économiques qui en font la demande aux fins de l’exécution de leurs missions respectives.

(8)Le gestionnaire de réseau de transport publie régulièrement des données sur les secteurs de l’électricité et du gaz naturel selon les principes des données publiques ouvertes et à condition que cette publication ne permette pas d’en déduire des données commercialement sensibles relatives à une entreprise déterminée ou des données à caractère personnel d’une personne physique. Un règlement grand-ducal définit la cadence de publication et l’étendue minimales de ces données.

(9)Le gestionnaire de réseau de transport assure une traçabilité des consultations des données à caractère personnel des personnes visées au paragraphe

(3), alinéa 1 er , point a). Ces dernières peuvent consulter l’historique des consultations de leurs données personnelles via leur accès individuel sécurisé visé au paragraphe

(6).

(10)La plateforme est opérationnelle à partir du 1 er juillet 2023 au plus tard. Le calendrier de la mise en service des différentes fonctionnalités est précisé par règlement grand-ducal. 33

(11)Le déploiement, la mise en service, la gestion, la maintenance et l’exploitation de la plateforme informatique de données énergétiques sont des activités accessoires du gestionnaire de réseau de transport au sens de l’article 20bis, paragraphe

(1), point a).

(12)Le gestionnaire de réseau de transport prend les mesures nécessaires pour aboutir à une solution optimale pour le marché sur les plans organisationnel, technique et économique.

(13)Le gestionnaire de réseau de transport prend des mesures pour garantir un accès non discriminatoire à la plateforme qu’il inscrit dans le programme d’engagement visé à l’article 32, paragraphe

(2).

(14)Un règlement grand-ducal peut préciser les fonctionnalités, les spécifications techniques et organisationnelles, les modalités relatives à l’accessibilité aux données ainsi que la nature et l’objet des statistiques. » Art. 24. Après l’article 28bis de la même loi, il est inséré un article 28 ter nouveau, libellé comme suit : « Art. 28ter.

(1)Les gestionnaires de réseau ne peuvent être propriétaires d’installations de stockage d’énergie, ni les développer, les gérer ou les exploiter.

(2)Par dérogation au paragraphe

(1), le régulateur peut autoriser les gestionnaires de réseau à être propriétaires d’installations de stockage d’énergie ou à les développer, les gérer ou les exploiter lorsqu’il s’agit de' composants pleinement intégrés au réseau ou lorsque l’ensemble des conditions suivantes sont remplies :

a)aucun acteur du marché, à la suite d’une procédure d’appel d’offres ouverte, transparente et non discriminatoire organisée par le gestionnaire de réseau et dont les modalités sont acceptées par le régulateur conformément à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57, ne s’est vu conférer le droit d’être propriétaire de telles installations, ni de les développer, de les gérer ou de les exploiter, ou ne peut fournir ces services à un coût raisonnable et en temps utile tels que définis dans la procédure d’appel d’offres ;
b)ces installations ou services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence sont nécessaires pour que les gestionnaires de réseau puissent remplir les obligations qui leur incombent en matière d’exploitation efficace, fiable et sûre du réseau, et ne sont pas utilisés par les gestionnaires de réseau pour acheter ou vendre de l’électricité sur les marchés de l’électricité ;
c)le régulateur a évalué la nécessité d’une telle dérogation, a procédé à une évaluation préalable de l’applicabilité de la procédure d’appel d’offres, y compris des conditions de cette procédure d’appel d’offres, et a donné son approbation. Le régulateur peut élaborer des lignes directrices ou des dispositions relatives aux marchés pour aider les gestionnaires de réseau à garantir l’équité des procédures d’appel d’offres. La décision d’accorder une dérogation au gestionnaire de réseau de transport est notifiée à la Commission européenne et à l’Agence, accompagnée d’informations utiles sur la demande et des raisons justifiant l’octroi de la dérogation.

(3)La propriété, le développement, la gestion et l’exploitation d’installations de stockage d’énergie par les gestionnaires de réseau sont des activités accessoires au sens de l’article 20bis, paragraphe

(1), point d).

(4)Le régulateur organise, à intervalles réguliers ou au moins tous les cinq ans, une consultation publique portant sur les installations existantes de stockage d’énergie détenues, développées, gérées ou exploitées par les gestionnaires de réseau, afin 34 d’évaluer la disponibilité et l’intérêt potentiels d’autres acteurs du marché à investir dans ces installations. Lorsque la consultation publique, selon l’évaluation du régulateur, indique que des acteurs du marché sont en mesure d’être propriétaires de ces installations, de les développer, de les exploiter ou de les gérer, et ce de manière rentable, le régulateur veille à ce que les gestionnaires de réseau cessent progressivement leurs activités dans ce domaine dans un délai de dix-huit mois. Parmi les conditions dont cette procédure est assortie, le régulateur peut autoriser les gestionnaires de réseau à recevoir une compensation raisonnable, et en particulier à récupérer la valeur résiduelle des investissements qu’ils ont réalisés dans les installations de stockage d’énergie.

(5)Le paragraphe

(4)ne s’applique pas aux composants pleinement intégrés au réseau ni à la durée d’amorti

🔗 Vers la source officielle

Explication IA à partir du texte officiel de la loi. Indicatif, ne remplace pas un conseil juridique.

Projet de loi adopté par la Chambre des Députés en sa séance publique du 16 mai 2023 Le Secrétaire général, Le Président, Laurent Scheeck Fernand Etge