contrat. Les clients finals qui 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.
\n
36 Chaque 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 déséquilibres qu’ils provoquent dans le système électrique. En ce sens, ils assurent la fonction de responsable d’équilibre ou délèguent leur responsabilité en matière d’équilibrage conformément à l’article 33.
\n
(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 technique de façon non discriminatoire aux côtés des producteurs, sur la base de leurs capacités techniques.
\n
(3)Le régulateur élabore 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:
\n
a)des règles non discriminatoires et transparentes qui attribuent clairement à toutes les entreprises d’électricité et tous les clients leurs rôles et responsabilités;
\n
b)des règles et procédures non discriminatoires et transparentes pour l’échange de données entre les agrégateurs et d’autres entreprises d’électricité, qui assurent un accès aisé aux données sur une base équitable et non discriminatoire tout en protégeant pleinement les informations commercialement sensibles et les données à caractère personnel des clients;
\n
c)un mécanisme de résolution des conflits entre les agrégateurs et les autres acteurs du marché, y compris la responsabilité en matière de déséquilibres;
\n
d)des modalités d’allocation aux responsables d’équilibre et aux autres parties concernées des quantités d’énergie électrique résultant des mesures de participation active de la demande et, lorsqu’elle se justifie, une méthode de compensation financière.
\n
Le ministre peut demander au régulateur de reconsidérer sa décision conformément à la procédure prévue à l’article 54, paragraphe (8).
\n
(4)Lorsque les modalités prévues au paragraphe (3) prévoient que les entreprises d’électricité ou les clients actifs qui offrent la participation active de la demande versent une compensation financière aux autres acteurs du marché ou aux responsables d’équilibre des acteurs du marché, si ces acteurs du marché ou ces responsables d’équilibre 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 qui en résultent et qui sont supportés par les fournisseurs des clients participants ou les responsables d’équilibre du fournisseur durant la période de 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 1er 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.
\n
(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 37 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.
\n
(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. À 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.
\n
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.
\n
(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.
\n
(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 Grand-Duché de Luxembourg. » (Loi du 9 juin 2023) « Section X. Projets à caractère expérimental
\n
Art. 8septies(1) Sur demande motivée d’un porteur de projet, le régulateur confère le statut de projet à
\n
caractère expérimental à un projet qui réunit les conditions suivantes:
\n
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 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) n° 525/2013 du Parlement européen et du Conseil;
\n
b)Le projet poursuit des objectifs clairement définis et est fondé sur une approche et un suivi scientifiques;
\n
c)Le projet implique des acteurs ayant les capacités techniques, professionnelles et organisationnelles requises pour mettre en œuvre les objectifs du projet.
\n
(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:
\n
38
\n
a)La nécessité des dérogations demandées est justifiée par rapport aux objectifs du projet;
\n
b)La durée de la dérogation est justifiée par rapport aux objectifs du projet;
\n
c)Le champ d’application de la dérogation est limité au moins par l’un des trois critères suivants:
\n
i)la dérogation n’impacte pas plus de mille utilisateurs du réseau;
\n
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.
\n
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.
\n
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.
\n
Les dérogations visées aux alinéas 1er et 2 sont accordées pour une durée maximale de trois ans.
\n
Sur demande motivée du porteur de projet, elles peuvent être prorogées pour une nouvelle période de trois ans au maximum.
\n
(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.
\n
(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 1er, points c) et d), dans le respect des limites y fixées, aux circonstances du projet.
\n
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.
\n
Toute décision de refus ainsi que toute décision contenant des adaptations du champ d’application du projet sont motivées.
\n
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.
\n
La décision prévue à l’alinéa 1er produit ses effets quarante jours après sa publication.
\n
(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.
\n
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 39 ainsi que dans le courrier d’information visé à l’alinéa 1er. Le porteur du projet informe le régulateur de toute notification d’exclusion lui adressée.
\n
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 1er, il ne peut prétendre à aucun dédommagement sur base de l’application des dérogations accordées.
\n
(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.
\n
(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. »
\n
Chapitre III – Sécurité et qualité d’approvisionnement
\n
Section I. Garantie de la sécurité d’approvisionnement
\n
Art. 9(1) Dans les limites économiquement justifiables, les gestionnaires de réseau, les producteurs
\n
et les fournisseurs sont tenus, chacun en ce qui le concerne, de garantir la sécurité de l’approvisionnement en énergie électrique des clients finals.
\n
(2)Chaque gestionnaire de réseau de transport et chaque gestionnaire d’un réseau industriel est tenu, le cas échéant de concert avec les gestionnaires de réseau limitrophes, de:
\n
a)garantir la capacité à long terme du réseau afin de répondre à des demandes raisonnables de capacités de transport d’électricité (Loi du 7 août 2012) «, d’exploiter, d’entretenir et, pour ce qui concerne les gestionnaires de réseau de transport, de développer, dans des conditions économiquement acceptables, des réseaux sûrs, fiables et efficaces, en accordant toute l’attention requise au respect de l’environnement » tout en tenant compte de réserves suffisantes pour garantir un fonctionnement stable;
\n
b)contribuer à la sécurité d’approvisionnement grâce à une capacité de transport, une fiabilité du réseau et une sécurité d’exploitation du réseau adéquates;
\n
c)gérer les flux d’énergie sur le réseau en tenant compte des échanges avec d’autres réseaux interconnectés. A cet effet, chaque gestionnaire de réseau concerné est tenu d’assurer un réseau électrique sûr, fiable et efficace et, dans ce contexte, de veiller à la disponibilité de tous (Loi du 7 août 2012) « (Loi du 9 juin 2023) « les services de flexibilité technique » nécessaires, y compris ceux fournis (Loi du 9 juin 2023) « par la participation active de la demande et par les installations de stockage d’énergie », dans la mesure où cette disponibilité est indépendante de tout autre réseau de transport avec lequel son réseau est interconnecté »;
\n
d)fournir au gestionnaire de tout autre réseau directement ou indirectement interconnecté avec son réseau des informations suffisantes pour assurer l’exploitation sûre et efficace, le développement coordonné et l’interopérabilité du réseau interconnecté;
\n
e)établir, en concertation avec le Commissaire du Gouvernement à l’Energie et le régulateur, un code de sauvegarde et un code de reconstitution à notifier au ministre.
\n
40 (Loi du 9 juin 2023) « f) acquérir des services de flexibilité technique afin de garantir la sécurité d’exploitation;
\n
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. » (Loi du 7 août 2012) « (3) Les gestionnaires de réseau de distribution sont tenus de garantir la capacité à long terme du réseau de répondre à des demandes raisonnables de distribution d’électricité, d’exploiter, d’assurer la maintenance et de développer, dans des conditions économiques acceptables, un réseau de distribution d’électricité sûr, fiable et performant dans la zone qu’ils couvrent, dans le respect de l’environnement et de l’efficacité énergétique. »
\n
(4)Lors de la planification du développement du réseau de distribution, le gestionnaire de réseau de distribution prévoit des mesures (Loi du 9 juin 2023) « d’efficacité énergétique ou de participation active de la demande ou » une production distribuée qui permettent d’éviter la modernisation ou le remplacement de capacités.
\n
(5)Les gestionnaires de réseau veillent à l’entretien régulier et, le cas échéant, au renouvellement de leurs réseaux afin de maintenir leur performance. Lors d’investissements relatifs à des interconnexions, les gestionnaires de réseau concernés sont tenus de coopérer étroitement entre eux.
\n
(6)Un règlement grand-ducal définit les circonstances prévisibles (Loi du 9 juin 2023) « et exceptionnelles » dans lesquelles la sécurité d’exploitation des réseaux doit être garantie. En outre, ce règlement définit des normes minimales à respecter par les gestionnaires de réseau pour l’entretien et le développement du réseau et des capacités d’interconnexion. (...) (supprimé par la loi du 9 juin 2023) (...) (supprimé par la loi du 9 juin 2023)
\n
(7)Quiconque met en péril, par un acte volontaire ou par négligence grave la sécurité d’approvisionnement est puni d’une peine d’emprisonnement de huit jours à un an et d’une amende de 251 à 125.000 euros ou d’une de ces peines seulement. (Loi du 3 février 2021) « Art. 9bis.
\n
Le ministre est l’autorité compétente en vertu du règlement (UE) 2019/941 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur la préparation aux risques dans le secteur de l’électricité et abrogeant la directive 2005/89/CE et assure la mise en œuvre des mesures prévues par ce règlement. »
\n
Art. 9terLe régulateur est l’autorité compétente en vertu de l’article 4 du règlement délégué (UE)
\n
2024/1366 de la Commission du 11 mars 2024 complétant le règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil en établissant un code de réseau sur des règles sectorielles concernant les aspects liés à la cybersécurité des flux transfrontaliers d’électricité, et assure la mise en œuvre des mesures prévues par ce règlement.
\n
Le régulateur est autorisé à déléguer la mise en œuvre de l’ensemble ou de certaines de ces mesures à d’autres autorités nationales ainsi que les mesures visées à l’article 39, paragraphe 1er, 41 du règlement délégué précité du 11 mars 2024 à un centre de coordination régional, sous réserve de leur accord écrit. Le régulateur arrête par voie de règlement la délégation acceptée.
\n
Section II. Garantie de la qualité d’approvisionnement
\n
Art. 10
\n
(1)Le régulateur précise les critères de qualité de l’électricité ainsi que les modalités concernant la mesure et la documentation de celle-ci. Ces critères et modalités sont fixés à la suite d’une procédure de consultation organisée conformément à l’article 59 de la présente loi. En l’absence de critères de qualité, le gestionnaire de réseau est tenu de fournir aux utilisateurs de réseau une tension qui satisfait à la norme nationale publiée EN 50160, pour les utilisateurs se situant dans une zone délimitée, au point de connexion, et pour les utilisateurs situés en dehors d’une telle zone, au point de raccordement.
\n
(2)Les gestionnaires de réseau sont tenus de mesurer et de documenter la qualité de l’électricité qui concerne au moins les aspects suivants:
\n
a)la qualité de la tension qui s’exprime notamment par le niveau et la stabilité de la tension et la symétrie entre les phases;
\n
b)la continuité de l’approvisionnement qui s’apprécie notamment en fonction du degré d’indisponibilité, de la quantité d’énergie non fournie, de la durée moyenne et de la probabilité d’interruption.
\n
(3)Les informations concernant la mesure et la documentation de la qualité de l’électricité sont annuellement mises à disposition du régulateur.
\n
Section III. (Loi du 7 août 2012) « Suivi » de la sécurité et de la qualité
\n
d’approvisionnement
\n
Art. 11(1) Le Commissaire du Gouvernement à l’Energie (Loi du 7 août 2012) « assure le suivi de »
\n
l’état général des réseaux et des interconnexions ainsi que (Loi du 7 août 2012) « de » la sécurité et (Loi du 7 août 2012) « de » la qualité de l’approvisionnement.
\n
(2)(Loi du 7 août 2012) « Ce suivi » couvre notamment l’équilibre entre l’offre et la demande sur le marché national en tenant compte des échanges transfrontaliers, le niveau de la demande prévue, les capacités de production (Loi du 9 juin 2023) « et de stockage d’énergie » existantes et en projet ou en construction, la qualité et le niveau d’entretien et de sécurité des réseaux, les mesures requises pour couvrir les crêtes de demande et faire face aux déficits d’approvisionnement d’un ou de plusieurs fournisseurs, le niveau des investissements nécessaires au bon fonctionnement actuel et futur des infrastructures ainsi que tous les aspects concernant la qualité de l’électricité.
\n
(3)Le Commissaire du Gouvernement à l’Energie est chargé de l’établissement d’un rapport bisannuel concernant tous les aspects de la sécurité et de la qualité de l’approvisionnement, en ce compris
\n
a)la sécurité d’exploitation du réseau;
\n
b)l’équilibre escompté entre l’offre et la demande pendant les (Loi du 7 août 2012) « dix » années suivantes;
\n
c)les perspectives en matière de sécurité d’approvisionnement pendant la période des cinq à quinze années suivant la date du rapport;
\n
42
\n
d)les projets d’investissement, (Loi du 7 août 2012) « sur les dix années civiles suivantes », des gestionnaires de réseau de transport, et le cas échéant des gestionnaires d’un réseau industriel, et ceux de toute autre partie dont ils ont connaissance, concernant la mise en place d’une capacité d’interconnexion transfrontalière, en tenant compte:
\n
-des principes de gestion de la congestion, tels qu’énoncés dans le règlement (CE) n° (Loi du 7 août 2012) « 714/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité »;
\n
-des lignes de transport existantes et prévues;
\n
-des modes de production, d’approvisionnement, d’échanges transfrontaliers et de consommation prévus en tenant compte des (Loi du 9 juin 2023) « solutions de participation active de la demande » et
\n
-des objectifs régionaux, nationaux et européens en matière de développement durable, y compris les projets constituant les axes des projets prioritaires énoncés à l’annexe I de la décision n° (Loi du 7 août 2012) « 1364/2006/CE du Parlement européen et du Conseil du 6 septembre 2006 établissant des orientations relatives aux réseaux transeuropéens d’énergie et abrogeant la décision 96/391/CE et la décision n°1229/2003/CE ».
\n
Ce rapport est établi tous les deux ans, au plus tard le 31 juillet, et est communiqué (...) (supprimé par la loi du 3 février 2021) au régulateur. Le ministre rend public la partie non financière du rapport.
\n
(4)Les entreprises d’électricité sont tenues de fournir au Commissaire du Gouvernement tout renseignement et tout document permettant l’établissement de ce rapport. (Loi du 9 juin 2023) « À cette fin, les gestionnaires de réseau établissent un plan décennal de développement de leur réseau conformément aux dispositions prévues à l’article 27bis ».
\n
Section IV. Mesures d’urgence et expropriation d’ouvrages électriques
\n
Art. 12(1) En cas d’événements exceptionnels annoncés ou prévisibles, les gestionnaires de réseau
\n
prennent toutes les mesures préventives nécessaires afin de limiter la dégradation de la sécurité, de la fiabilité, de l’efficacité des réseaux et de la qualité de l’électricité. Ces mesures peuvent impliquer la coupure de points de connexion.
\n
(2)En cas d’incident survenu provoquant une dégradation de la sécurité, de la fiabilité ou de l’efficacité d’un réseau ou de la qualité de l’électricité, les gestionnaires de réseau doivent prendre toutes les actions et mesures correctives nécessaires pour en minimiser les effets.
\n
(3)Lorsque les gestionnaires de réseau entreprennent des actions et mesures dans le cadre des paragraphes (1) et (2), ils se concertent si nécessaire avec les autres gestionnaires de réseau concernés et en informent dans les meilleurs délais le Commissaire du Gouvernement à l’Energie ainsi que le régulateur. Les producteurs et les clients finals sont tenus de se conformer aux instructions données par le gestionnaire de réseau concerné dans le cadre de ces actions et mesures.
\n
(4)Les actions et mesures que les gestionnaires de réseau prennent dans le cadre du présent article lient toutes les personnes concernées. Ces paragraphes sont également d’application lorsque l’incident ne s’est pas encore matérialisé, mais que le gestionnaire de réseau concerné estime qu’il pourrait raisonnablement se réaliser.
\n
43
\n
(5)Toute notification ou communication faite en exécution du présent article doit se faire par écrit. Dans tous les cas où, en considération des circonstances, une notification ou communication écrite risquerait de retarder les actions et mesures préventives ou correctives, des informations peuvent être échangées oralement. Dans tous les cas, ces informations doivent être confirmées immédiatement par écrit.
\n
Art. 13(Loi du 9 juin 2023)
\n
« (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’Énergie 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. » (Loi du 27 juillet 2022) « (1bis) Les règlements grand-ducaux pris en vertu du paragraphe (1) tiennent compte de la durée et de l’importance des difficultés. La durée de ces règlements grand-ducaux ne peut excéder trois mois. »
\n
(2)Les mesures visées au paragraphe (1) ne donnent lieu à aucun dédommagement. Elles sont immédiatement notifiées aux autres Etats membres de l’Union Européenne et à la Commission européenne.
\n
Art. 14(1) Afin de garantir la pérennité ou la sécurité de l’approvisionnement, les ouvrages électriques
\n
constituant les réseaux de transport et de distribution sont d’utilité publique.
\n
(2)L’Etat peut procéder à l’expropriation de tout ouvrage ou réseau électrique en procédant selon la législation en vigueur sur l’expropriation pour cause d’utilité publique.
\n
Chapitre IV – Production
\n
Section I. Procédure d’autorisation pour nouvelles capacités de production
\n
Art. 15(1) La construction de nouvelles installations de production est soumise à une autorisation
\n
individuelle préalable délivrée par le ministre.
\n
(2)Cette autorisation est délivrée en tenant compte des critères suivants:
\n
a)sécurité et sûreté des réseaux électriques, des installations et des équipements associés;
\n
b)choix adapté des sites en tenant notamment compte des infrastructures énergétiques existantes;
\n
c)utilisation rationnelle du domaine public;
\n
d)efficacité énergétique du processus de production choisi;
\n
44
\n
e)nature des sources primaires, en tenant notamment compte d’un degré de diversité de la production d’électricité nationale;
\n
f)caractéristiques particulières du demandeur, telles que ses capacités techniques, économiques et financières ainsi que son honorabilité, son expérience professionnelle et la qualité de son organisation, appréciées au regard de l’envergure du projet;
\n
g)intégration de l’installation dans le marché de l’électricité; (Loi du 7 août 2012) « h) contribution de la capacité de production à la réduction des émissions; (Loi du 9 juin 2023) « 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 1er, de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables;
\n
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. »
\n
(3)Les critères énumérés au paragraphe (2) du présent article ainsi que la procédure de demande d’octroi peuvent être précisés par règlement grand-ducal.
\n
(4)Pour les installations de production d’électricité basées sur les sources d’énergie renouvelables ainsi que pour les installations qui produisent de la chaleur et de l’électricité combinées dont la puissance électrique nominale est inférieure à une puissance électrique nominale de 10 MW, cette autorisation n’est pas requise.
\n
(5)Pour les installations de production d’électricité basées sur les sources d’énergie renouvelables dont la puissance électrique nominale est supérieure à une puissance électrique nominale de 10 mégawatts, le ministre constate le caractère complet de la demande d’octroi ou, si le demandeur n’a pas envoyé toutes les informations nécessaires au traitement de la demande d’octroi, invite ce dernier à présenter une demande d’octroi complète sans retard indu, dans un délai de trente jours. Le ministre prend sa décision au plus tard deux mois après la date à laquelle il a constaté le caractère complet de la demande d’octroi.
\n
Section II. Appel d’offres pour nouvelles capacités de production
\n
Art. 16(1) Le ministre peut prévoir de nouvelles capacités de production ou des mesures d’efficacité
\n
énergétique ou de la (Loi du 9 juin 2023) « participation active de la demande » par une procédure d’appel d’offres transparente et non discriminatoire. Cette procédure ne peut cependant être lancée que si, sur la base de la procédure d’autorisation, la capacité de production (Loi du 7 août 2012) « à construire » ou les mesures d’efficacité énergétique ou de la (Loi du 9 juin 2023) « participation active de la demande » (Loi du 7 août 2012) « à prendre » ne sont pas suffisantes pour garantir la sécurité d’approvisionnement.
\n
(2)Dans l’intérêt de la protection de l’environnement et de la promotion de nouvelles technologies naissantes, le ministre peut prévoir de nouvelles capacités ou des mesures d’efficacité énergétique ou de la (Loi du 9 juin 2023) « participation active de la demande » par une procédure d’appel d’offres transparente et non discriminatoire. Cette procédure ne peut cependant être lancée que si, sur la base de la procédure d’autorisation, la capacité de production (Loi du 7 août 2012) « à 45 construire » ou les mesures d’efficacité énergétique ou de (Loi du 9 juin 2023) « participation active de la demande » (Loi du 7 août 2012) « à prendre » ne sont pas suffisantes pour atteindre ces objectifs. (Loi du 3 février 2021) « (2bis) Dans l’intérêt de la promotion des énergies renouvelables, le ministre peut prévoir de nouvelles capacités de production d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables par une procédure d’appel d’offres transparente et non discriminatoire. La procédure d’appel d’offres peut prévoir de nouvelles capacités situées sur le territoire national ou le territoire d’autres États membres de l’Union européenne, de l’Espace économique européen ou de la Suisse. »
\n
(3)Les modalités des procédures d’appel d’offres en vertu (Loi du 3 février 2021) « des paragraphes (1) et (2) » du présent article font l’objet d’une publication au Journal officiel de l’Union européenne au moins six mois avant la date de clôture de l’appel d’offres.
\n
Au moment de la publication, le cahier des charges est tenu à la disposition de toute entreprise intéressée, établie sur le territoire de l’Union européenne.
\n
En vue de garantir la transparence et la non-discrimination, le cahier des charges contient la description détaillée des spécifications du marché, de la procédure à suivre par tous les soumissionnaires, de même que la liste exhaustive des critères qui déterminent la sélection des soumissionnaires et l’attribution du marché, y compris les incitations, telles que des subventions (Loi du 3 février 2021) « ou rémunérations ». Ces spécifications peuvent concerner également les domaines visés à l’article 15, paragraphe (2).
\n
(4)Lorsque l’appel d’offres (Loi du 3 février 2021) «, réalisé en vertu des paragraphes (1) ou
\n
(2), » porte sur les capacités de production requises, il doit prendre en considération également les offres de fourniture d’électricité garanties à long terme émanant d’unités de production existantes, à condition qu’elles permettent de couvrir les besoins supplémentaires.
\n
(5)Le ministre est responsable de l’organisation, du suivi et du contrôle de la procédure d’appel d’offres (Loi du 3 février 2021) « visés aux paragraphes (1), (2), (3) et (4) » et prend les mesures nécessaires pour que la confidentialité des informations contenues dans les offres soit garantie. (Loi du 3 février 2021) « (6) Dans le cadre de l’appel d’offres visé au paragraphe (2bis), le ministre décide les modalités, gère et suit la procédure d’appel d’offres et procède à la sélection des candidats conformément aux critères fixés dans le cahier des charges. Il prend les mesures nécessaires pour que la confidentialité des informations contenues dans les offres soit garantie.
\n
Dans le cadre d’appels d’offres pour de nouvelles capacités de production d’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables situées sur un territoire comprenant le territoire national et le territoire d’autres États membres de l’Union européenne ou de l’Espace économique européen ou de la Suisse, le ministre est autorisé à collaborer et à échanger des informations avec le régulateur et les autorités de régulation, instances et administrations publiques de ces Etats en ce qui concerne l’organisation, la gestion, le suivi et le contrôle des appels d’offres ainsi que la sélection des candidats et l’attribution des nouvelles capacités. »
\n
46
\n
Section III. Obligations des producteurs
\n
Art. 17(1) La première mise en service, la modification substantielle et la mise hors service définitive
\n
de chaque installation de production ou d’autoproduction, y compris les installations basées sur les sources d’énergie renouvelables ou les installations qui produisent de la chaleur et de l’électricité combinées (Loi du 9 juin 2023) «, dont la puissance électrique nominale installée est supérieure ou égale à 800 watt, » sont à déclarer au plus tard à l’événement par l’exploitant de l’installation (Loi du 3 février 2021) « au gestionnaire de réseau concerné qui l’inscrit dans un registre national des centrales de production accessible » au ministre et au régulateur. Cette déclaration fait état notamment:
\n
a)de l’identité de l’exploitant;
\n
b)du lieu de l’installation;
\n
c)de l’énergie primaire employée;
\n
d)de la puissance électrique nominale installée;
\n
e)en cas de mise en service ou de modification, de la production annuelle prévisible;
\n
f)de la tension de raccordement au réseau électrique;
\n
g)de l’identité du gestionnaire du réseau auquel l’installation est raccordée.
\n
(2)(...) (abrogé par la loi du 3 février 2021) (Loi du 3 février 2021) « (3) Le paragraphe (1) ne s’applique pas aux productions par des groupes de secours. »
\n
(4)Les producteurs fournissent mensuellement au régulateur les données relatives à la production d’électricité et de chaleur de leur installation ainsi que des informations sur la quantité d’énergie primaire consommée. Le régulateur peut préciser le degré de détail de ces données. Il peut prononcer une dérogation de l’obligation de communication mensuelle pour certains types d’installations à faible capacité.
\n
(5)Le producteur veille à ce que ses points de fourniture soient rattachés à un périmètre d’équilibre. (Loi du 9 juin 2023) « 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. » Pour garantir le bon fonctionnement du système interconnecté, l’injection d’énergie électrique dans un réseau est en outre soumise à la conclusion des contrats respectifs avec le gestionnaire du réseau concerné et au respect des consignes données par le gestionnaire de réseau.
\n
(6)Les producteurs prennent les mesures nécessaires pour garantir un échange efficace, avec les entreprises d’électricité, de toutes les informations nécessaires au bon fonctionnement du marché. Le régulateur peut définir l’étendue et le niveau de détail de ces informations.
\n
(7)Quiconque injecte de l’électricité dans un réseau en violation des dispositions du présent article est puni d’une peine d’emprisonnement de huit jours à un an et d’une amende de 251 à 125.000 euros ou d’une de ces peines seulement.
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47
\n
Section IV. Garanties d’origine
\n
Art. 18
\n
(1)Pour l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables, il est établi un système de garantie d’origine dont les détails concernant notamment le contenu, la délivrance, la reconnaissance et le contrôle seront précisés par voie de règlement grand-ducal.
\n
(2)Pour l’électricité produite à partir des installations qui produisent de la chaleur et de l’électricité combinées, il est établi un système de garantie d’origine dont les détails concernant notamment le contenu, la délivrance, la reconnaissance et le contrôle seront précisés par voie de règlement grand-ducal.
\n
(3)Le système concernant l’utilisation, la comptabilisation et le transfert des garanties d’origines visées aux paragraphes (1) et (2) est déterminé par règlement grand-ducal. Ce règlement grandducal fixe également les modalités de la tenue d’un répertoire informatique des garanties d’origine et de l’identité de leurs respectifs détenteurs.
\n
Chapitre V – Réseaux électriques
\n
Section I. Ouverture du marché et accès aux réseaux
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Art. 19(Loi du 3 février 2021)
\n
« (1) Tous les clients sont libres d’acheter de l’électricité chez le fournisseur de leur choix (Loi du 9 juin 2023) « 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 ».
\n
(2)Les fournisseurs d’électricité, les producteurs d’électricité ainsi que les clients ont un droit d’accès aux réseaux de transport, de distribution et industriels, sur base de tarifs et de conditions publiés pour l’utilisation de ces réseaux, ainsi que des services accessoires. Cet accès doit être mis en œuvre de façon objective et sans discrimination entre les fournisseurs et les utilisateurs du réseau par les gestionnaires de réseau. » (Loi du 19 juin 2015) « (2bis) Le gestionnaire de réseau garantit le transport et la distribution de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables (...) (supprimé par la loi du 9 juin 2023) et donne un accès garanti au réseau pour l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables (...) (supprimé par la loi du 9 juin 2023) sous réserve des exigences relatives au maintien de la fiabilité et de la sécurité du réseau. »
\n
(3)(Loi du 7 août 2012) « Hormis en ce qui concerne les producteurs d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables, » le gestionnaire de réseau peut refuser l’accès à son réseau s’il ne dispose pas de la capacité nécessaire. Le refus doit être dûment motivé et notifié dans un délai de 30 jours à la partie intéressée, ainsi qu’au régulateur (Loi du 7 août 2012) « et doit reposer sur des critères objectifs et techniquement et économiquement fondés. Le régulateur veille à ce que ces critères soient appliqués de manière homogène ». Dans ce cas, le gestionnaire de réseau doit également fournir des informations pertinentes sur les mesures nécessaires pour renforcer son réseau. Il peut demander à la partie qui sollicite ces informations de payer une redevance raisonnable reflétant le coût de la fourniture desdites informations. Une copie de ces informations est à adresser au régulateur.
\n
48 (Loi du 9 juin 2023) « (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 1er 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.
\n
La charge de la preuve de la perte économique directe incombe au fournisseur ou à l’agrégateur. » (Loi du 9 juin 2023) « (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.
\n
(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.
\n
Les agrégateurs informent pleinement les clients des conditions des contrats qu’ils leur proposent.
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(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.
\n
(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. »
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Section II. Utilisation des réseaux
\n
Art. 20(Loi du 19 juin 2015)
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« (1) (Loi du 9 juin 2023) « 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. »
\n
Lors de l’établissement des méthodes, le régulateur tient compte des orientations générales de politique énergétique indiquées par le ministre, du besoin d’entretien et de renouvellement des 49 réseaux et de celui d’encourager et de susciter l’investissement afin que les gestionnaires de réseau développent leurs réseaux pour satisfaire à la demande prévisible du marché, ainsi que, le cas échéant, des incitations à l’efficience visées au paragraphe (5) de manière à permettre la gestion du réseau électrique en toute sécurité et à tenir compte des progrès dans le domaine de la production d’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables. (Loi du 9 juin 2023) « 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. » Ces tarifs reflètent les économies de coût réalisées dans les réseaux et imputables aux mesures portant sur la (Loi du 9 juin 2023) « participation active de la demande », aux mesures d’effacements de consommation, à la production distribuée et à l’autoconsommation, notamment les économies résultant de l’abaissement du coût d’acheminement ou des investissements dans le réseau, et d’une amélioration de son exploitation. »
\n
Ces méthodes s’appliquent également aux propriétaires de réseaux pour ce qui les concerne lorsque le gestionnaire de réseau n’est pas propriétaire du réseau dont il a la gestion. Les méthodes visées au présent article sont fixées par le régulateur après consultation organisée conformément à l’article 59 de la présente loi. Le ministre peut demander au régulateur de reconsidérer sa décision conformément à la procédure prévue à l’article 54, paragraphe (8). »
\n
(2)Sur base de ces méthodes et aux échéances qu’elles fixent, les gestionnaires de réseau concernés procèdent au calcul des tarifs d’utilisation du réseau et des tarifs de leurs services accessoires (...) (supprimé par la loi du 7 août 2012). Ces tarifs et les conditions y relatives doivent être non discriminatoires, transparents ainsi que suffisamment décomposés et vérifiables et doivent permettre de réaliser les investissements nécessaires à la viabilité des réseaux.
\n
(3)Ces tarifs sont à soumettre à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57 de la présente loi au plus tard quatre mois avant l’expiration régulière des tarifs précédemment acceptés. (Loi du 7 août 2012) « Le régulateur prend sa décision en tenant compte des orientations générales de politique énergétique indiquées par le ministre. Le ministre peut demander au régulateur de reconsidérer sa décision conformément à la procédure prévue à l’article 57, paragraphe (5). » (...) (supprimé par la loi du 9 juin 2023) Au cas où les tarifs ne pourraient être acceptés dans les délais prévus, les tarifs précédemment acceptés continueront à s’appliquer, (Loi du 7 août 2012) « 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. » (...) (supprimé par la loi du 7 août 2012) (Loi du 9 juin 2023) « (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. » (Loi du 9 juin 2023) « (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. »
\n
50 (Loi du 9 juin 2023) « (5bis) 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 8sexies 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. » (Loi du 9 juin 2023) « (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.
\n
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 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 8ter, 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.
\n
L’électricité qu’un autoconsommateur a lui-même produite et qui reste dans ses locaux ou l’électricité renouvelable produite et autoconsommée par des autoconsommateurs d’énergies renouvelables agissant de manière collective, y compris après une période de stockage, ne peuvent pas être sujettes à des tarifs d’utilisation du réseau. Une exonération des tarifs d’utilisation du réseau est encore accordée pour:
\n
a)l’électricité renouvelable produite et partagée au sein 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;
\n
b)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 d’injection ou de prélèvement les plus éloignés concernés n’excède pas 100 mètres;
\n
c)l’électricité renouvelable produite et autoconsommée par des utilisateurs du réseau visés à l’article 8ter, paragraphe (5);
\n
d)l’électricité renouvelable produite et partagée sur un même site intégré ou sur un même site intégré en zone verte;
\n
e)l’électricité renouvelable vendue conformément à l’article 8quinquies-2.
\n
51 Les dispositions visées à l’alinéa précédent sont 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 par le réseau.
\n
Les communautés d’énergie renouvelable constituées en vertu de l’ancien article 8quater tel qu’introduit par la loi du 3 février 2021 modifiant la loi modifiée du 1er 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.
\n
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. »
\n
(6)(Loi du 9 juin 2023) « 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.
\n
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.
\n
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. »
\n
La relation entre les gestionnaires de réseau et les clients finals est de nature contractuelle et s’établit dès la première utilisation du réseau par le client final. (Loi du 9 juin 2023) « Toute utilisation du réseau s’entend comme acceptation par l’utilisateur du réseau des conditions générales d’utilisation du réseau. »
\n
Les conditions générales d’utilisation du réseau doivent contenir notamment les éléments suivants:
\n
a)modalités de comptage de la puissance et de l’énergie;
\n
b)principes concernant (Loi du 9 juin 2023) « la responsabilité d’équilibre et » le rattachement aux périmètres d’équilibre;
\n
c)régime de la fourniture par défaut;
\n
d)régime de la fourniture du dernier recours;
\n
e)règles de traitement des données (Loi du 9 juin 2023) «, y compris des données à caractère personnel »;
\n
f)modalités (Loi du 9 juin 2023) « de facturation et » de paiement;
\n
g)modalités concernant la continuité, la sécurité, l’interruption et la déconnexion de l’utilisation du réseau;
\n
h)garanties;
\n
i)dispositions relatives à la résiliation;
\n
52
\n
j)responsabilité. (Loi du 9 juin 2023) « 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;
\n
l)droits et obligations des parties. »
\n
Les (Loi du 3 février 2021) « utilisateurs du réseau » et gestionnaires de réseau peuvent conclure entre eux des contrats qui fixent des conditions particulières d’utilisation du réseau. Ces conditions particulières sont complémentaires aux conditions générales d’utilisation du réseau visées au présent paragraphe et ne peuvent y déroger que dans les cas expressément prévus par les conditions générales. (Loi du 9 juin 2023) « Art. 20bis.
\n
(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:
\n
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;
\n
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;
\n
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 ou de les exploiter;
\n
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;
\n
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;
\n
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.
\n
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.
\n
(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 point e) 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.
\n
53
\n
(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.
\n
(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 au 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.
\n
(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:
\n
a)des modalités d’exécution de l’activité;
\n
b)une limitation de la durée pour tenir compte de l’évolution dans le temps de la disponibilité compétitive de l’activité en question;
\n
c)l’obligation de cessation, éventuellement progressive, de l’activité, le cas échéant en fonction de critères déterminés, éventuellement progressive, de l’activité, le cas échéant en fonction de critères déterminés.
\n
(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.
\n
(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.
\n
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.
\n
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.
\n
(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. »
\n
54
\n
Art. 21
\n
(1)Tout client final est débiteur des frais d’utilisation du réseau envers le gestionnaire de réseau.
\n
En cas de fourniture intégrée, son fournisseur en est tenu solidairement et indivisiblement. Tout fournisseur collecte, en cas de fourniture intégrée, au nom et pour compte du gestionnaire de réseau concerné, les frais d’utilisation du réseau auprès de ses clients finals, et a l’obligation de les transférer au gestionnaire de réseau. Dans ce cas, le paiement régulièrement fait entre les mains du fournisseur par le client final libère ce dernier.
\n
(2)Tout gestionnaire de réseau ou fournisseur visé au paragraphe (1) récupère les frais d’utilisation du réseau exigibles dans le chef du client final par toutes voies de droit, soit directement auprès du client final, soit auprès du fournisseur devant collecter les frais d’utilisation du réseau pour les transférer au gestionnaire de réseau. Tout gestionnaire de réseau ou fournisseur visé au paragraphe (1) a également le droit d’effectuer ou de faire effectuer, moyennant déconnexion, une suspension de l’approvisionnement en énergie électrique en vertu du paragraphe (8) de l’article 2 pour les clients résidentiels et de l’article 1134-2 du code civil pour tous les autres clients, quel que soit le montant des frais d’utilisation non réglés ou devant être transférés.
\n
Section III. Relations contractuelles concernant l’accès au réseau
\n
Art. 22(1) Tout gestionnaire de réseau conclut avec le gestionnaire du réseau en amont un contrat
\n
entre gestionnaires de réseau réglant les conditions d’utilisation du réseau en amont et l’échange de données. Le contrat entre gestionnaires de réseau est soumis à la procédure de notification visée à l’article 58. (Loi du 3 février 2021) « (2) Sur base de conditions générales qui sont soumises à la procédure d’acceptation, intervenant après consultation, conformément à l’article 57 de la présente loi, les gestionnaires de réseau concluent un contrat-cadre fournisseur avec tout fournisseur fournissant de l’électricité à des clients finals ou achetant de l’énergie électrique auprès d’un producteur à travers leur réseau. Le fournisseur peut confier sous sa responsabilité l’exécution de tout ou partie des tâches prévues dans le contrat-cadre fournisseur à un tiers. Le contrat-cadre fournisseur règle notamment les éléments visés au paragraphe (3) et permettra au fournisseur assurant la fourniture intégrée d’un client final, de facturer directement le tarif d’utilisation du réseau à son client final. Lorsque les activités de gestion du réseau et de fourniture sont effectuées par une même entreprise intégrée d’électricité, les dispositions du contrat visé ci-avant sont également applicables. »
\n
(3)Le contrat entre gestionnaires de réseau et le contrat-cadre fournisseur doivent contenir au moins les dispositions suivantes: (Loi du 3 février 2021) « a) Modalités d’utilisation du réseau; »
\n
b)Comptage, enregistrement de la courbe de charge et application de profils standard;
\n
c)Rattachement des points de fourniture à des périmètres d’équilibre;
\n
d)Modalités de facturation, de payement et de décompte;
\n
e)Echange et utilisation des données;
\n
f)Clauses de responsabilité;
\n
g)Garanties;
\n
h)Clauses de résiliation.
\n
55
\n
Section IV. Désignation du gestionnaire de réseau
\n
Art. 23(1) Chaque propriétaire de réseau désigne pour son réseau une personne physique ou morale
\n
comme gestionnaire de réseau, ci-après désigné par gestionnaire de réseau désigné, et en informe le ministre et le régulateur. La gestion du réseau peut être assurée par son propriétaire ou par un tiers.
\n
(2)Une même personne physique ou morale peut être désignée comme gestionnaire de réseau de transport et gestionnaire de réseau de distribution (gestionnaire combiné). Une même personne morale peut être désignée comme gestionnaire de plusieurs réseaux.
\n
(3)Chaque propriétaire de réseau veille à ce que la gestion de son réseau soit garantie en permanence par un gestionnaire de réseau désigné capable de remplir les conditions nécessaires à l’octroi d’une concession prévue à la Section V du présent chapitre.
\n
(4)Chaque propriétaire de réseau est tenu de conclure avec le gestionnaire de réseau désigné un contrat d’exploitation et de gestion. Lorsque la gestion du réseau est assumée par son propriétaire, le contrat visé ci-avant est substitué par un règlement intérieur. Ces contrats ou règlements intérieurs règlent au moins les points suivants:
\n
a)modalités de la rémunération du propriétaire par le gestionnaire de réseau désigné;
\n
b)modalités de financement des investissements pour le maintien de la qualité de l’électricité dans le réseau concerné;
\n
c)modalités de financement des investissements pour le développement du réseau concerné;
\n
d)définition des tâches à assumer respectivement par le gestionnaire de réseau désigné et le propriétaire;
\n
e)exercice des droits de supervision et de gestion de la part du propriétaire du réseau;
\n
f)approbation du plan financier annuel ou de tout document équivalent par le propriétaire du réseau;
\n
g)définition des pouvoirs de décision effectifs du gestionnaire de réseau désigné et du propriétaire.
\n
(5)Les gestionnaires de réseau désignés pour la gestion d’un ou de plusieurs réseaux se font octroyer les concessions respectives suivant les modalités fixées à la Section V du présent chapitre.
\n
Le contrat respectivement le règlement intérieur visé au paragraphe (4) du présent article doit figurer dans la demande de concession du gestionnaire de réseau désigné visée au paragraphe (1) de l’article 25.
\n
(6)Les concessionnaires sont soumis au payement d’une redevance au profit de l’Etat dont les montants et les modalités sont déterminés par la loi budgétaire. (Loi du 7 août 2012) « Section IVbis. Contrôle exercé par des pays tiers
\n
Art. 23bis(1) Lorsqu’un propriétaire d’un réseau de transport est contrôlé par une ou plusieurs personnes
\n
d’un ou de plusieurs pays tiers, il en informe sans délai le régulateur et le régulateur en informe la Commission européenne.
\n
56
\n
(2)Le propriétaire d’un réseau de transport notifie au régulateur toute situation qui aurait pour effet qu’une ou plusieurs personnes d’un ou de plusieurs pays tiers acquièrent le contrôle par influence déterminante du réseau de transport ou du gestionnaire de réseau de transport.
\n
(3)Le régulateur notifie également sans délai à la Commission européenne toute situation qui aurait pour effet qu’une ou plusieurs personnes d’un ou de plusieurs pays tiers acquièrent le contrôle par influence déterminante d’un réseau de transport ou d’un gestionnaire de réseau de transport.
\n
(4)Dans les quatre mois suivant la date de la notification prévue au paragraphe (1) du présent article, le régulateur adopte un projet de décision d’inscrire, de maintenir, de modifier ou de rayer le gestionnaire de réseau de transport de la liste publiée au Journal officiel de l’Union européenne. Il raye le gestionnaire de transport de ladite liste s’il n’a pas été démontré que la sécurité de l’approvisionnement énergétique nationale ou de l’Union européenne n’est pas mise en péril.
\n
Lorsqu’il examine cette question, le régulateur prend en considération:
\n
a)les droits et les obligations de l’Union européenne découlant du droit international à l’égard de ce pays tiers, y compris tout accord conclu avec un pays tiers ou plus auquel l’Union européenne est partie et qui traite de la question de la sécurité de l’approvisionnement énergétique;
\n
b)les droits et les obligations du Grand-Duché de Luxembourg à l’égard de ce pays tiers découlant d’accords conclus avec celui-ci, dans la mesure où ils sont conformes à la législation de l’Union européenne; et
\n
c)d’autres faits particuliers et circonstances du cas d’espèce et le pays tiers concerné.
\n
(5)Le régulateur notifie sans délai à la Commission européenne et au Commissaire du Gouvernement à l’Energie son projet de décision, ainsi que toutes les informations utiles s’y référant.
\n
(6)Avant que le régulateur n’adopte une décision définitive, il demande:
\n
a)l’avis de la Commission européenne pour savoir si la sécurité de l’approvisionnement énergétique de l’Union européenne ne sera pas mise en péril;
\n
b)l’avis du Commissaire du Gouvernement à l’Energie pour savoir si la sécurité de l’approvisionnement énergétique du Grand-Duché du Luxembourg ne sera pas mise en péril.
\n
(7)La Commission européenne examine la demande visée au paragraphe (6) dès sa réception.
\n
Dans les deux mois suivant la réception de la demande, elle rend son avis au régulateur. Pour l’établissement de son avis, la Commission européenne peut demander l’opinion de l’Agence, du Commissaire du Gouvernement à l’Energie et des parties intéressées. Dans le cas où la Commission européenne fait une telle demande, le délai de deux mois est prolongé de deux mois supplémentaires. Si la Commission européenne ne rend pas d’avis dans le délai susmentionné, elle est réputée ne pas avoir soulevé d’objections à l’encontre de la décision du régulateur. Si le Commissaire du Gouvernement à l’Energie ne rend pas d’avis durant les deux mois suivant la réception de la demande, il est réputé ne pas avoir soulevé d’objections à l’encontre de la décision du régulateur.
\n
(8)Le régulateur dispose d’un délai de deux mois après l’expiration du délai visé au paragraphe (7) pour adopter sa décision définitive d’inscrire, de maintenir, de modifier ou de rayer le gestionnaire de réseau de transport de la liste publiée au Journal officiel de l’Union européenne.
\n
Pour ce faire, il tient le plus grand compte des avis de la Commission européenne et du Commissaire du Gouvernement à l’Energie. En tout état de cause, le régulateur a le droit de rayer le gestionnaire de transport de ladite liste si la sécurité de l’approvisionnement énergétique du Grand-Duché de 57 Luxembourg ou d’un autre Etat membre de l’Union européenne est mise en péril. La décision définitive, l’avis de la Commission européenne et l’avis du Commissaire du Gouvernement à l’Energie sont publiés ensemble. Lorsque la décision définitive diffère de l’avis de la Commission européenne, le régulateur fournit et publie, avec la décision, la motivation de cette décision.
\n
(9)Au cas où la décision définitive du régulateur concerne une inscription, une modification ou une radiation du gestionnaire de réseau de transport concerné de la liste publiée au Journal officiel de l’Union européenne, le régulateur communique cette information à la Commission européenne. »
\n
Section V. Concessions pour les gestionnaires de réseau désignés
\n
Art. 24(1) Les gestionnaires de réseau, désignés conformément à l’article 23, sont soumis à l’octroi
\n
d’une concession délivrée par le ministre.
\n
(2)Sauf dans les cas de dérogation prévus au présent article, l’établissement et l’exploitation d’ouvrages électriques destinés au transport et à la distribution d’électricité sont subordonnés à l’octroi préalable d’une concession conformément à la présente section qui comporte le droit exclusif d’établir de nouveaux ouvrages électriques et d’exploiter ceux existants et futurs destinés au transport ou à la distribution de l’énergie électrique. (Loi du 7 août 2012) « Les dispositions prévues à l’article 36 de la présente loi ne portent pas atteinte à ce droit exclusif. »
\n
Néanmoins, au cas où du fait d’événements exceptionnels, un gestionnaire de réseau désigné n’aurait pas de concession, l’établissement et l’exploitation par lui d’ouvrages électriques à une tension supérieure à 1000 V ou de nouveaux raccordements à un réseau d’une tension supérieure à 20 kV sont soumis à l’autorisation spéciale temporaire du ministre.
\n
(3)Le régime de concession pour la gestion des réseaux comporte les concessions suivantes:
\n
1.concession pour la gestion d’un réseau de transport;
\n
2.concession pour la gestion d’un réseau de distribution;
\n
3.concession pour la gestion d’une ligne directe;
\n
4.concession pour la gestion d’un réseau industriel.
\n
(4)Sans préjudice des autres obligations légales leur incombant, les gestionnaires de réseau désignés sont tenus de respecter les concessions leur octroyées.
\n
(5)Le propriétaire du réseau doit contresigner la concession octroyée au gestionnaire de réseau désigné attestant par cette signature qu’il a pris connaissance du contenu de la concession. Dans la mesure où il est concerné, le propriétaire est tenu de mettre le concessionnaire en mesure de respecter les dispositions de la présente loi et des termes de la concession lui octroyée.
\n
(6)Les concessions ne sont pas cessibles. Elles sont rendues publiques par le ministre.
\n
(7)Le ministre peut, l’avis du régulateur ayant été demandé, retirer (Loi du 7 août 2012) « sans préavis » la concession au concessionnaire dans les cas suivants:
\n
a)changement significatif dans l’actionnariat du gestionnaire de réseau désigné;
\n
b)manquement grave du concessionnaire aux obligations lui imposées par la présente loi ou la concession;
\n
58
\n
c)modification substantielle des éléments ayant conduit à l’octroi de la concession;
\n
d)changement substantiel dans l’organisation du secteur de l’électricité.
\n
Faute par le régulateur de rendre son avis dans le délai d’un mois à compter de sa saisine, il peut être procédé sans attendre.
\n
Art. 25(1) Au plus tard six mois après sa désignation, chaque gestionnaire de réseau désigné en vertu
\n
de l’article 23 fait parvenir sa demande de concession au ministre avec copie au régulateur prouvant sa capacité technique, économique et financière, son expérience professionnelle et sa capacité organisationnelle, son honorabilité ainsi qu’une copie du contrat de gestion conclu avec le propriétaire du réseau. Le ministre peut demander tout élément complémentaire utile lui permettant l’appréciation du dossier de demande.
\n
(2)Dans les trente jours de la réception de la demande, le ministre envoie un accusé de réception au demandeur ainsi qu’une demande d’avis au régulateur.
\n
(3)Dans un délai de trente jours après réception de la demande d’avis, le régulateur a le droit de solliciter de la part du demandeur de la concession des compléments d’information et en informe le ministre. Les pièces complémentaires sont à communiquer par envoi recommandé en parallèle au ministre et au régulateur. A défaut de réponse du demandeur dans un délai de trente jours, la demande de concession est considérée comme nulle et non avenue.
\n
(4)Le délai dont dispose le régulateur pour rendre son avis au ministre ne peut excéder les trente jours à dater de la réception de la demande d’avis, ou, le cas échéant de la réception des pièces manquantes ou explications complémentaires. (Loi du 3 février 2021) « (4bis) Le détenteur d’une concession pour la gestion d’un réseau de transport est agréé et désigné comme gestionnaire de réseau de transport. Cette information est communiquée par le régulateur à la Commission européenne.
\n
Le gestionnaire de réseau de transport agréé et désigné peut demander d’être certifié par le régulateur comme gestionnaire de réseau de transport pour les besoins de la liste publiée au Journal officiel de l’Union européenne. Cette information est communiquée par le régulateur à la Commission européenne. »
\n
(5)A l’issue du délai visé au paragraphe (4), le ministre statue dans les trente jours. Il notifie sa décision au demandeur de la concession, ainsi qu’au régulateur. Le refus du ministre d’octroyer une concession doit être motivé.
\n
(6)Au cas où la procédure d’octroi de concession n’aboutirait pas à l’octroi effectif de la concession dans les douze mois suivant la désignation d’un gestionnaire de réseau désigné, le ministre peut désigner un concessionnaire d’office, ceci à titre temporaire pour un terme de 12 mois renouvelable.
\n
La concession est délivrée au demandeur par le ministre si les critères d’octroi suivants sont respectés: le gestionnaire de réseau désigné dispose des capacités techniques, économiques, organisationnelles et financières ainsi que de l’honorabilité et de l’expérience professionnelle requises pour exercer les fonctions demandées.
\n
59
\n
Art. 26(1) Les concessions visées aux points 1 et 2 du paragraphe (3) de l’article 24 sont limitées sur
\n
une zone définie du territoire national et comportent la déclaration d’utilité publique des ouvrages électriques et travaux nécessaires à l’établissement et à l’exploitation des réseaux en cause. Ces zones, pour chaque niveau de tension, doivent couvrir dans leur ensemble la totalité du territoire national et ne peuvent se chevaucher, sauf pour des cas particuliers à mentionner dans les concessions respectives.
\n
(2)Le réseau de tout concessionnaire comprend l’ensemble des ouvrages électriques destinés au transport ou à la distribution de l’énergie électrique jusqu’aux points de connexion inclus, et établis dans la zone dont il est responsable, indépendamment de la propriété des ouvrages.
\n
(3)Les concessions comportent le droit pour la réalisation d’interconnexions à caractère transfrontalier sous réserve d’une autorisation préalable délivrée par le ministre.
\n
(4)Les concessions visées aux points 1 et 2 du paragraphe (3) de l’article 24 comportent notamment:
\n
a)la durée de la concession, avec un minimum de dix ans, renouvelable par tacite reconduction;
\n
b)les modalités de retrait de la concession par le ministre et de dénonciation par le concessionnaire, le préavis ne pouvant toutefois être inférieur à trois années;
\n
c)les délimitations exactes, par niveau de tension, de la zone visée du territoire national;
\n
d)le cas échéant, la description exacte des obligations de service public à accomplir;
\n
e)des dispositions relatives à l’autorisation pour l’établissement d’ouvrages électriques par le ministre;
\n
f)le développement des interconnexions avec des réseaux de tiers;
\n
g)les modalités relatives à la diffusion d’informations relatives à l’utilisation rationnelle de l’énergie, aux énergies renouvelables ou à la libéralisation du marché de l’énergie;
\n
h)tous autres droits et obligations du concessionnaire en cause nécessaires à la bonne conservation et au bon fonctionnement du réseau.
\n
(5)Les concessions visées aux points 3 et 4 du paragraphe (3) de l’article 24 comportent notamment:
\n
a)la durée de la concession, avec un minimum de dix ans, renouvelable par tacite reconduction;
\n
b)les modalités de retrait de la concession par le ministre et de dénonciation par le concessionnaire, le préavis ne pouvant toutefois être inférieur à trois années;
\n
c)les délimitations exactes du réseau et des ouvrages électriques concernés;
\n
d)l’énumération des sites et postes du réseau ou de la ligne concernés;
\n
e)le cas échéant, la description exacte des obligations de service public à accomplir;
\n
f)des dispositions relatives à l’autorisation pour l’établissement d’ouvrages électriques par le ministre;
\n
g)le cas échéant, le développement des interconnexions avec des réseaux de tiers;
\n
h)les modalités relatives à la diffusion avec leurs factures d’informations relatives à l’utilisation rationnelle de l’énergie, aux énergies renouvelables ou à la libéralisation du marché de l’énergie;
\n
60
\n
i)tous autres droits et obligations du concessionnaire en cause nécessaires à la bonne conservation et au bon fonctionnement du réseau.
\n
(6)La concession visée au point 3 du paragraphe (3) de l’article 24 se limite à l’établissement et à l’exploitation d’une ligne directe en vertu de l’article 30.
\n
(7)La concession visée au point 4 du paragraphe (3) de l’article 24 ne permet pas au concessionnaire de développer son réseau vers de nouveaux sites ou de nouveaux (Loi du 3 février 2021) « clients finals » qui sont situés en dehors des limites de son réseau existant au moment de l’entrée en vigueur de la présente loi.
\n
Section VI. Tâches des gestionnaires de réseau
\n
Art. 27(1) L’établissement, la modification, le renouvellement et l’exploitation de tout ouvrage électrique
\n
sont réalisés aux conditions économiquement les plus avantageuses par le gestionnaire de réseau qui conserve le choix quant au mode d’exécution.
\n
(2)Les gestionnaires de réseau (Loi du 9 juin 2023) «, agissent en tant que facilitateurs neutres du marché et s’abstiennent » de toute discrimination entre (Loi du 3 février 2021) « les fournisseurs, » les utilisateurs du réseau ou les catégories d’utilisateurs du réseau, notamment en faveur de leurs entreprises liées.
\n
(3)Les gestionnaires de réseau fournissent (Loi du 9 juin 2023) « aux acteurs du marché » les informations dont ils ont besoin pour un accès efficace au réseau, notamment les informations générales relatives au fonctionnement du marché de l’électricité et à l’utilisation du réseau.
\n
Ces informations sont rendues facilement accessibles. Le régulateur peut définir l’étendue et le niveau de détail de ces informations ainsi que la méthode de leur publication après une procédure de consultation organisée conformément à l’article 59 de la présente loi. (Loi du 9 juin 2023) « (3bis) 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. » (3ter) Les gestionnaires de réseau de distribution publient, de manière claire et transparente, des informations sur la capacité disponible pour de nouveaux raccordements dans leur zone d’exploitation au moins au niveau des postes de transformation de haute en moyenne tension, dans le respect de la sécurité publique et de la confidentialité des données, y compris la capacité faisant l’objet d’une demande de raccordement et la possibilité d’un raccordement flexible dans les zones saturées. La publication contient des informations sur les critères utilisés pour calculer la capacité disponible pour les nouveaux raccordements. Les gestionnaires de réseau de distribution mettent ces informations à jour régulièrement et au moins une fois par trimestre.
\n
Les gestionnaires de réseau de distribution fournissent, de façon transparente, aux utilisateurs du réseau des informations claires sur l’état d’avancement et le traitement de leurs demandes de raccordement. Ils fournissent ces informations dans un délai de trois mois à compter de la réception de la demande. Lorsque le raccordement demandé n’est ni accordé ni définitivement refusé, les 61 gestionnaires de réseau de distribution mettent à jour ces informations régulièrement, au moins une fois par trimestre. (Loi du 9 juin 2023) « (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:
\n
a)le code d’identification et la localisation précise du point de fourniture, les numéros des points de comptage concernés;
\n
b)l’identité et l’adresse postale de l’utilisateur du réseau;
\n
c)le cas échéant, l’identification du profil standard appliqué au point de fourniture;
\n
d)les informations permettant d’identifier le tarif d’utilisation du réseau applicable au point de fourniture.
\n
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.
\n
(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 Grand-Duché de Luxembourg.
\n
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.
\n
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. »
\n
Le régulateur agit en tant qu’autorité compétente telle que visée à l’article 23, paragraphe 1er, de la directive (UE) 2019/944 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 concernant des règles communes pour le marché intérieur de l’électricité et modifiant la directive 2012/27/UE, telle que modifiée, et est responsable de la gestion des cartographies des pratiques nationales en vertu du règlement d’exécution (UE) 2023/1162 de la Commission du 6 juin 2023 relatif aux exigences d’interopérabilité et aux procédures non discriminatoires et transparentes pour l’accès aux données de comptage et de consommation.
\n
(6)Les gestionnaires de réseau sont tenus d’informer à l’avance et le plus tôt possible par voie appropriée, nonobstant toute dérogation contractuelle, les (Loi du 9 juin 2023) « utilisateurs du réseau » raccordés à leurs réseaux ainsi que les fournisseurs concernés des dates et des heures d’interruption de l’approvisionnement en énergie électrique dans leurs réseaux. Dans les cas d’interruptions imprévisibles de l’approvisionnement en énergie électrique dans un réseau, les gestionnaires de réseau sont tenus d’informer les (Loi du 9 juin 2023) « utilisateurs du réseau » et les fournisseurs concernés le plus rapidement possible de la durée raisonnablement prévisible de l’interruption. Le régulateur est habilité à fixer les modalités d’exécution du présent paragraphe après une procédure de consultation organisée conformément à l’article 59 de la présente loi.
\n
62 (Loi du 9 juin 2023) « (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.
\n
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.
\n
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.
\n
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.
\n
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.
\n
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. » (Loi du 9 juin 2023) « (7bis) 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’un 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.
\n
L’obligation d’acheter des services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence ne s’applique pas aux composants pleinement intégrés au réseau. » (Loi du 9 juin 2023) « (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:
\n
63
\n
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:
\n
i)les réserves de stabilisation de la fréquence;
\n
ii)les réserves de restauration de la fréquence; iii) les réserves de remplacement.
\n
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:
\n
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;
\n
ii)le service de black start.
\n
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:
\n
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:
\n
i)la compensation des déséquilibres momentanés;
\n
ii)la gestion des congestions.
\n
b)Services pour le maintien de la tension:
\n
i)le réglage de la tension et de la puissance réactive. » (Loi du 7 août 2012) « (8bis) Les gestionnaires de réseau de transport sont tenus de percevoir les recettes provenant de la gestion des congestions et les paiements effectués au titre du mécanisme de compensation entre gestionnaires de réseau de transport conformément à l’article 13 du règlement (CE) n° 714/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 concernant les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité. » (Loi du 9 juin 2023) « (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 2 août 2017 établissant une ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l’électricité. (8quater) Chaque gestionnaire de réseau de transport est chargé:
\n
a)d’adopter un cadre de coopération et de coordination entre les centres de coordination régionaux;
\n
64
\n
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;
\n
c)de la numérisation des réseaux de transport. (8quinquies) 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.
\n
Pour l’exécution des tâches visées aux paragraphes (2), (3), (8bis) et (8quater), 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. »
\n
(9)Sans préjudice des obligations des responsables d’équilibre en matière de leurs injections et prélèvements dans une zone de réglage, les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires d’un réseau industriel sont responsables de l’équilibre en temps réel entre les injections et les prélèvements d’électricité, (...) (supprimé par la loi du 7 août 2012) de la détermination de l’utilisation des interconnexions avec des réseaux de transport (Loi du 7 août 2012) « et, lorsqu’ils assurent ces fonctions, de l’appel des installations de production situées dans leur zone ». Afin de garantir l’équilibre, ils doivent veiller à disposer de capacités de réserve qu’ils se procurent selon des procédures transparentes, non discriminatoires et reposant sur les règles du marché.
\n
(10)Les moyens pour le maintien de la capacité de réserve peuvent être constitués de capacités de production ou de consommations dont le régime de fonctionnement est adapté à la demande respective du gestionnaire de réseau (...) (supprimé par la loi du 7 août 2012), de contrats de fournitures flexibles ou de capacités de transfert par interconnexion.
\n
Lorsque, dans le cadre (Loi du 9 juin 2023) « de l’équilibrage », le gestionnaire de réseau de transport ou le gestionnaire d’un réseau industriel fait appel à ces moyens, il tient compte de l’ordre de préséance économique de l’électricité provenant des installations de production disponibles ou de transferts par interconnexion, ainsi que des contraintes techniques pesant sur le réseau tout en donnant la priorité aux productions qui utilisent des sources d’énergie renouvelables (...) (supprimé par la loi du 7 août 2012) (...) (supprimé par la loi du 9 juin 2023) (Loi du 7 août 2012) « sous réserve des exigences relatives au maintien de la fiabilité et de la sécurité du réseau ». (Loi du 7 août 2012) « Des mesures appropriées concernant le réseau et le marché sont prises par le gestionnaire de réseau de transport et le gestionnaire d’un réseau industriel pour minimiser l’effacement de l’électricité produite à partir de sources d’énergie renouvelables. Si des mesures significatives sont prises pour effacer les sources d’énergie renouvelables en vue de garantir la sécurité des réseaux d’électricité ainsi que la sécurité d’approvisionnement énergétique, le gestionnaire de réseau responsable rend compte au régulateur de ces mesures et indique quelles mesures correctives il entend prendre afin d’empêcher toute réduction inappropriée. »
\n
(11)(Loi du 7 août 2012) « Les règles techniques, commerciales et financières » pour assurer la disponibilité des capacités de réserve en vue de l’équilibre du réseau électrique, l’appel des moyens visés au paragraphe (10) (Loi du 7 août 2012) « l’attribution des capacités et la gestion des congestions » et l’utilisation des interconnexions avec d’autres réseaux sont à établir par chaque gestionnaire de réseau de transport et par chaque gestionnaire du réseau industriel et doivent être objectives, transparentes et non discriminatoires. Ces règles (Loi du 7 août 2012) « doivent inciter à améliorer les performances, à favoriser l’intégration du marché et la sécurité de l’approvisionnement et » sont à soumettre à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57 de la présente loi.
\n
65 (Loi du 9 juin 2023) « (11bis) Les tâches prévues aux paragraphes (8), (9), (10) et (11) 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. »
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(12)(Loi du 9 juin 2023) « 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 procédures standard, telles que le raccordement standard et le traitement des réclamations. » Les modalités relatives à la mesure et à la documentation de la qualité du service sont fixées par décision du régulateur en vertu de la procédure de consultation organisée conformément à l’article 59 de la présente loi. Les données relatives à la mesure et à la documentation de la qualité du service sont à mettre à disposition du régulateur et du ministre. (Loi du 9 juin 2023) « (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 33bis, sauf dérogations légales expresses.
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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 20bis, paragraphe (1), point e).
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L’interdiction prévue à l’article 33bis, paragraphe (2), ne s’applique pas aux entreprises intégrées d’électricité qui approvisionnent un nombre de clients finals connectés inférieur à cent mille.
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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 raisonnable et en temps utile conformément aux prescriptions légales et réglementaires en vigueur.
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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 14.
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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 ellemême n’ait pas révélé des éléments susceptibles d’entraver une mise en concurrence réelle et 66 sérieuse. Le régulateur notifie sa décision sans délai au ministre et la publie sur son site internet.
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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.
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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 9.
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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 13. 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 13.
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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:
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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;
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b)les modalités, y compris un calendrier, de la reprise de l’infrastructure de charge publique et de ses accessoires.
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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:
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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’infrastructure de charge publique selon le calendrier et les autres modalités prévus à l’article 33bis, paragraphe (8);
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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;
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c)contient des tarifs d’utilisation de l’infrastructure de charge publique à facturer aux fournisseurs de service de charge.
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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.
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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 67 service de charge qui prennent en compte le coût de déploiement, de gestion et d’exploitation de l’infrastructure de charge publique.
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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.
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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.
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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 1er du présent paragraphe.
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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. » (Loi du 19 juin 2015) « (14) Chaque gestionnaire de réseau de transport ou de distribution identifie des mesures concrètes et des investissements en vue d’introduire des améliorations rentables de l’efficacité énergétique dans les infrastructures de réseau, avec un calendrier pour leur introduction. Il notifie au ministre ces mesures, ces investissements et le calendrier pour le 30 juin 2015 au plus tard. »
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(15)(...) (abrogé par la loi du 9 juin 2023) (Loi du 3 février 2021) « (16) Sans préjudice de la mise en œuvre de tout autre traitement légalement admis, le gestionnaire d’un réseau d’électricité, détenteur d’une concession au sens de l’article 24 de la présente loi peut, dans le cadre de l’exécution de sa mission de service public, de l’exécution d’obligations de service public et des relations de travail, plus particulièrement mettre en œuvre un traitement au sens 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), sous la forme d’un enregistrement des conversations téléphoniques, même sans le consentement des personnes concernées. Cet enregistrement doit concerner les conversations téléphoniques visant à assurer les flux d’énergie électrique sur les réseaux, ou à signaler au gestionnaire de réseau une panne, un dysfonctionnement ou toute autre anomalie généralement quelconque affectant les réseaux, ou visant toutes manœuvres et opérations techniques relatives aux réseaux.
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Les personnes concernées par ce traitement sont les représentants et interlocuteurs des autres gestionnaires de réseau et des fournisseurs, les personnes signalant une panne, un 68 dysfonctionnement ou toute autre anomalie affectant les réseaux et les personnes et salariés impliquées dans les manœuvres et opérations techniques relatives aux réseaux.
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La finalité de ce traitement consiste à assurer la continuité du service public, l’exécution des obligations de service public, la sécurité des usagers et du public, la prévention des accidents, la sécurité et la santé des travailleurs et la protection des biens du gestionnaire de réseau.
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La durée de conservation des données est limitée à un mois, sauf en cas de procédure judiciaire.
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Dans ce cas, les données peuvent être conservées jusqu’à la clôture définitive de la procédure. » (Loi du 9 juin 2023) « Art. 27bis.
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(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.
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(2)Plus particulièrement, le plan décennal de développement du réseau à très haute tension établi par le gestionnaire de réseau de transport:
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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;
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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;
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c)répertorie tous les investissements déjà décidés et recense les nouveaux investissements qui doivent être réalisés durant les trois prochaines années;
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d)fournit un calendrier pour tous les projets d’investissement;
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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;
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f)est notifié au régulateur, après consultation de toutes les parties intéressées.
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(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.
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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.
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(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 développement du réseau dans l’ensemble de l’Union européenne visé à l’article 30, paragraphe 1er, point b), du règlement (UE) 69 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité.
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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.
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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 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 2009/119/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 au gestionnaire de réseau de transport en vue de modifier le plan.
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(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 ci-après 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:
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a)exiger du gestionnaire de réseau de transport qu’il réalise l’investissement en question;
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b)lancer une procédure d’appel d’offres ouverte à tous les investisseurs pour l’investissement en question; ou
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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.
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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.
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(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:
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a)un financement par un tiers;
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b)une construction par un tiers;
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c)la construction des nouveaux actifs en question par lui-même;
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d)l’exploitation des nouveaux actifs en question par lui-même.
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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.
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Les arrangements financiers correspondants sont à soumettre à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57.
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(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.
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(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.
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(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’Énergie. Le régulateur peut adresser une demande justifiée de modification des plans aux gestionnaires de réseau.
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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 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) n° 525/2013 du Parlement européen et du Conseil. Il peut formuler des recommandations aux gestionnaires de réseau en vue de modifier leur plan.
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Art. 27ter(1) Il est créé, dans le respect des exigences de la législation en matière de protection de
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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).
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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.
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(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:
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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 conservation des 71 données à des fins archivistiques, à des fins de recherche scientifique ou historique ou à des fins statistiques;
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b)faire office de plateforme unique d’échange de données assurant:
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i)une gestion centralisée de la communication de marché et de la communication de marché visée à l’article 1er, paragraphe (10bis), de la loi modifiée du 1er 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