12 AVRIL 2001. - Décret relatif à l'organisation du marché régional de l'électricité. (NOTE : Consultation des versions antérieures à partir du 01-05-2001 et mise à jour au 19-03-2026)

Article 2. Pour l'application du présent décret, il y a lieu d'entendre par :

1° " producteur " : toute personne physique ou morale qui produit de l'électricité, y compris tout autoproducteur;

2° " autoproducteur " : toute personne physique ou morale produisant de l'électricité principalement pour son propre usage;

[5 2°bis " autoproducteur conventionnel " : autoproducteur d'électricité non produite au moyen de sources d'énergie renouvelables ou de cogénération de qualité, à l'exception des autoproducteurs d'électricité issue de la valorisation de chaleur résiduaire ou de gaz fatal; ]5

[¹⁵ 2°ter [¹⁸ "autoconsommation " : activité exercée par un client actif sur le lieu d'implantation de l'installation de production, sans que l'électricité ne soit injectée sur le réseau, consistant à consommer, le cas échéant après stockage, pour ses propres besoins l'électricité qu'il a produite ]¹⁸;

2°quater [¹⁸ " partage d'énergie " : activité exercée par un groupe de clients actifs agissant collectivement au sens de l'article 35nonies ou par les participants à une communauté d'énergie selon les conditions spécifiées à l'article 35terdecies, consistant à se répartir entre eux, tout ou partie de l'énergie produite, et le cas échéant stockée, au sein d'un même bâtiment ou par la communauté d'énergie, injectée sur le réseau et consommée au cours de la même période de règlement des déséquilibres]¹⁸;

2°quinquies [¹⁸ " communauté d'énergies renouvelables " : une personne morale :

• des personnes physiques ;

• des autorités locales telles que définies par le Gouvernement, y compris les communes ;

• des petites ou moyennes entreprises dont l'activité commerciale ou professionnelle principale n'est pas la participation dans une ou plusieurs communautés d'énergie ;

[¹⁸ 2° sexies " communauté d'énergie citoyenne " : une personne morale :

• des personnes physiques ;

• des autorités locales telles que définies par le Gouvernement, y compris des communes ;

• des petites entreprises dont l'activité commerciale ou professionnelle principale n'est pas la participation dans une ou plusieurs communautés d'énergie et dont le principal domaine d'activité économique n'est pas le secteur de l'énergie ;

[¹⁸ 2° septies" communauté d'énergie " : une communauté d'énergies renouvelables ou une communauté d'énergie citoyenne ;]¹⁸

[¹⁸ 2° octies " échange de pair-à-pair d'énergie renouvelable " : la vente d'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables entre clients actifs sur la base d'un contrat contenant des conditions préétablies régissant l'exécution et le règlement automatiques de la transaction soit directement, soit par un intermédiaire ;]¹⁸

[¹⁸ 2° nonies " bâtiment " : toute construction immobilière, en ce compris les annexes et terrains éventuels qui y sont liés et qui sont situés à proximité immédiate ; le Gouvernement précise la notion de bâtiment.]¹⁸

3° " site de production " : au sens des chapitres VI, et IX à X, lieu d'implantation d'une installation, constituée d'une ou plusieurs unité(s) de production d'électricité à partir d'une même filière de production d'électricité et d'une même méthode de production d'électricité ";

4° " unité de production " : ensemble de composants techniques élémentaires formant un groupe indivisible qui permet la production d'électricité à partir d'une ou plusieurs source(s) d'énergie;

5° " installation hybride " : installation qui produit de l'électricité à partir de sources d'énergie renouvelables et de sources d'énergie classiques [6 telle que visée par l'article 5.3 de la Directive 2009/28/CE]6 ";

[¹⁸ 5° bis " production distribuée " : les installations de production d'électricité reliées au réseau de distribution ; ]¹⁸

6° " cogénération " : la production simultanée, dans un seul processus, d'énergie thermique et électrique et/ou mécanique;

7° " cogénération de qualité " : production combinée de chaleur et d'électricité, conçue en fonction des besoins de chaleur ou de froid du client [¹⁸ final ou des utilisateurs de chaleur ]¹⁸, qui réalise une économie d'énergie par rapport à la production séparée des mêmes quantités de chaleur, d'électricité et, le cas échéant, de froid dans des installations modernes de référence dont les rendements annuels d'exploitation sont définis et publiés annuellement par [¹³ l'Administration]¹³);

8° " cogénération à haut rendement " : cogénération satisfaisant aux critères définis à l'annexe III de la Directive 2004/8/CE du Parlement européen et du Conseil, du 11 février 2004, concernant la promotion de la cogénération sur la base de la demande de chaleur utile dans le marché intérieur de l'énergie et modifiant la Directive 92/42/CEE, le Gouvernement est chargé de la transposition de cette annexe;

9° " sources d'énergie renouvelables " : toute source d'énergie, autre que les combustibles fossiles et les matières fissiles, dont la consommation ne limite pas son utilisation future, notamment l'énergie hydraulique, l'énergie éolienne, l'énergie solaire, l'énergie géothermique et la biomasse;

10° " biomasse " : matière renouvelable (sous forme solide, liquide ou gazeuse) issue de la fraction biodégradable des produits, déchets et résidus provenant de l'agriculture (comprenant les substances végétales et animales), de la sylviculture et des industries connexes, ainsi que de la fraction biodégradable des déchets industriels et ménagers;

11° " électricité verte " : électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables ou de cogénération de qualité dont la filière de production génère un taux minimum de 10 % d'économie de dioxyde de carbone par rapport aux émissions de dioxyde de carbone, définies et publiées annuellement par [¹³ l'Administration ]¹³, d'une production classique dans des installations modernes de référence telles que visées à l'article 2, 7°;

12° " certificat de garantie d'origine " : certificat délivré à un site de production attestant que les quantités d'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables ou de cogénération par ce site pourront clairement être identifiées et mesurées et que cette électricité pourra être, le cas échéant, qualifiée et vendue sous le label d' " électricité garantie d'origine renouvelable et/ou de cogénération à haut rendement ";

13° [¹⁸ " garantie d'origine " : document électronique qui sert à prouver au client final qu'une quantité d'électricité a été produite à partir de sources déterminées, en particulier d'énergie renouvelables au sens de l'article 2, 9°, ou de cogénération à haut rendement au sens de l'article 2, 8° ]¹⁸;

14° " certificat vert " : titre transmissible octroyé aux producteurs d'électricité verte en vertu de l'article 38 et destiné, via les obligations imposées aux fournisseurs et gestionnaires de réseaux, à soutenir le développement d'installations de production d'électricité verte;

[4 14°bis " soutien à la production " : montant annuel, exprimé en EUR par kWc, octroyé par le gestionnaire de réseau de distribution pour la tranche des installations solaires photovoltaïques d'une puissance inférieure ou égale à 3 kWc;

14°ter " taux de rendement " : taux de rendement interne nominal sur vingt ans, prenant en considération l'ensemble des recettes et dépenses, en ce compris les tarifs d'injection payables au gestionnaire de réseau au titre de dépenses futures liées à l'investissement.]4

15° [6 " réseau " : ensemble constitué de lignes aériennes et de câbles souterrains de transmission d'électricité connectées à un nombre important d'utilisateurs, y compris les branchements, postes d'injection, de transformation, de sectionnement et de distribution, des installations de télé-contrôle et de toutes les installations annexes servant à la transmission d'électricité;]6

[¹⁸ 15° bis " composants pleinement intégrés au réseau " : composants qui sont intégrés dans le réseau de transport local ou de distribution, y compris des installations de stockage, et qui sont utilisés dans le seul but d'assurer l'exploitation fiable et sûre du réseau à l'exclusion des fins d'équilibrage ou de gestion de la congestion ;]¹⁸

16° " réseau de transport local " : tronçons du réseau d'une tension de 1 à 70 kilovolts servant principalement à la transmission d'électricité vers les réseaux de distribution ou utilisés aux fins d'échange avec des réseaux voisins et déterminés par le [2 Gouvernement]2 conformément à l'article 4, alinéa 1er;

17° " réseau de distribution " : réseau, opérant à une tension inférieure ou égale à 70 kilovolts (kV), utilisé pour la transmission d'électricité à des clients finals au niveau régional ou local, à l'exception du réseau de transport local;

18° " transport local " : transmission d'électricité sur le réseau de transport local, aux fins d'échange avec des réseaux voisins ou aux fins de fourniture à des clients finals;

[¹⁸ 18° bis " transport " : transport d'électricité sur le réseau à très haute tension ou à haute tension interconnecté aux fins de fourniture à des clients finals ou à des gestionnaires de réseau de distribution, mais ne comprenant pas la fourniture ;

18° ter " gestionnaire de réseau de transport " : le gestionnaire du réseau de transport désigné par l'Etat fédéral conformément à la loi électricité ;

18° quater " gestionnaire de réseau de transport local " : gestionnaire d'un réseau de transport local désigné conformément à l'article 4 du présent décret ; ]¹⁸

19° [¹⁸ " distribution " : transmission d'électricité sur des réseaux de distribution à basse, moyenne et haute tension, aux fins de fourniture à des clients, mais ne comprenant pas la fourniture]¹⁸;

[¹⁸ 19° bis " gestionnaire de réseau de distribution " : gestionnaire d'un réseau de distribution désigné conformément à l'article 10 du présent décret ; ]¹⁸

20° " administrateur indépendant " : [9 la personne physique, administrateur du gestionnaire de réseau]9 ou de la filiale créée [9 en vertu de l'article 16]9, qui :

[¹⁸ 20° bis entreprise liée " : la société liée au sens de l'article 1, 20, 1°, du Code des sociétés et des associations ainsi que toute société associée au sens de l'article 1, 21, du Code des sociétés et des associations;]¹⁸

21° " réseaux interconnectés " : réseaux connectés l'un à l'autre et permettant ainsi la transmission d'électricité de l'un vers l'autre;

22° " interconnexions " : équipements utilisés pour interconnecter les réseaux d'électricité;

23° " réseau privé " : ensemble des installations établies sur un ou plusieurs fonds privés, servant à la transmission d'électricité à un ou plusieurs clients avals, et sur lequel le gestionnaire de réseau de distribution ou de transport local, auquel ce réseau privé est raccordé, ne dispose pas d'un droit de propriété ou d'un droit lui en garantissant la jouissance au sens de l'article 3 [6 et qui n'est pas reconnu comme " réseau fermé professionnel "]6;

[⁶ 23°bis " réseau fermé professionnel " : un réseau raccordé au réseau de distribution [11 , de transport ou de transport local qui distribue de l'électricité à une tension inférieure ou égale à septante kilovolts à l'intérieur d'un site industriel]11, commercial ou de partage de services géographiquement limité, qui peut accessoirement approvisionner un petit nombre de clients résidentiels employés par le propriétaire du réseau, ou associés à lui de façon similaire et dans lequel :

23°ter " gestionnaire de réseau fermé professionnel " : personne physique ou morale propriétaire d'un réseau fermé professionnel ou disposant d'un droit de jouissance sur le réseau;]⁶

24° [⁶ " ligne directe " : une ligne d'électricité [¹⁸ présentant une tension nominale inférieure ou égale à 70 kV ]¹⁸ reliant un site de production isolé à un client isolé ou une ligne d'électricité reliant un producteur d'électricité et une entreprise de fourniture d'électricité pour approvisionner directement leurs propres établissements, filiales et clients [¹⁸ ...]¹⁸;]⁶

25° " gestionnaire de réseau " : le gestionnaire d'un réseau de distribution et/ou le gestionnaire du réseau de transport local désignés conformément aux dispositions du chapitre II;

[⁹ [¹¹ 25°bis]¹¹ " intercommunale pure de financement " : intercommunale à laquelle aucune personne physique ni morale autre que les communes et le cas échéant les provinces et la Région ne participe et dont l'objet principal est la gestion des participations des pouvoirs publics, notamment dans le secteur énergétique;]⁹

26° " utilisateur du réseau " : toute personne physique ou morale qui alimente le réseau ou est desservie par celui-ci [¹⁸ ...]¹⁸;

27° " gestionnaire de réseau privé " : personne physique ou morale propriétaire d'un réseau privé d'électricité ou disposant sur ce réseau d'un droit lui assurant la jouissance de ce réseau;

[10 27°bis " véhicule électrique " : un véhicule à moteur équipé d'un système de propulsion comprenant au moins un convertisseur d'énergie sous la forme d'un moteur électrique non périphérique équipé d'un système de stockage de l'énergie électrique rechargeable à partir d'une source extérieure;

27°ter " point de recharge " : point de recharge électrique normal ou à haute puissance dont l'interface permet de recharger un véhicule électrique ou de recharger la batterie d'un véhicule électrique en vue de son échange;

27°quater : " point de recharge électrique normal " : un point de recharge permettant le transfert d'électricité vers un véhicule électrique à une puissance égale ou inférieure à 22 kW, à l'exclusion des dispositifs d'une puissance inférieure ou égale à 3,7 kW, qui sont installés dans des habitations privées ou dont la fonction principale n'est pas de recharger des véhicules électriques, et qui ne sont pas accessibles au public [¹⁸ les points de recharge électriques normaux sont équipés ]¹⁸ de socles de prises de courant ou de connecteurs pour véhicules de type 2, tels que décrits dans la norme NBN 62196-2 [¹⁸ EN]¹⁸;

27°quinquies " point de recharge électrique à haute puissance " : un point de recharge permettant le transfert d'électricité vers un véhicule électrique à une puissance supérieure à 22 kW; les points de recharge [¹⁸ électrique]¹⁸ à haute puissance en courant alternatif (CA) pour véhicules électriques sont équipés, à des fins d'interopérabilité, au minimum de connecteurs de type 2, tels que décrits dans la norme[¹⁸ NBN ]¹⁸ EN62196-2; les points de recharge [¹⁸ électrique]¹⁸ à haute puissance en courant continu (CC) pour véhicules électriques sont équipés, à des fins d'interopérabilité, au minimum de connecteurs du système de chargement combiné CA/CC de type " Combo 2 ", tels que décrits dans la norme NBN [¹⁸ EN]¹⁸ / 62196-3;

27°sexies " point de recharge ouvert au public " : un point de recharge auquel le propriétaire ou l'exploitant donne accès, de façon non discriminatoire, aux utilisateurs d'un véhicule électrique;]10

28° " accès " : droit d'utiliser un réseau d'électricité, permettant au fournisseur de fournir, et à l'utilisateur du réseau de prélever ou d'injecter de l'électricité sur ce réseau;

29° " raccordement " : ensemble des équipements nécessaires pour relier les installations de l'utilisateur du réseau au réseau, y compris généralement les installations de mesure, et les services y relatifs;

29°bis [¹⁸ compteur communicant " : un système électronique qui me- sure de manière distincte l'énergie prélevée et injectée en ajoutant des informations qu'un compteur classique ne fournit pas, qui peut transmettre et recevoir des données sous forme de communication électronique et qui peut être actionné à distance afin d'assurer les fonctionnalités prévues à l'article 35bis, § 2. Ce système électronique de mesure s'applique au raccordement basse tension dont la puissance de raccordement est inférieure ou égale à 56kVA ]¹⁸;

[¹⁸ 29° bis/1 compteur à budget " : compteur permettant le prépaiement des consommations d'énergie via une carte rechargeable ;]¹⁸

[¹⁹ 29° bis/2 " donnée issue du compteur communicant " : toute donnée traitée à la suite du placement d'un compteur communicant ou de l'activation de la fonction communicante d'un compteur communicant chez un client final et qui concerne des données techniques, de comptage ou d'identification;]¹⁹

29°ter " réseau intelligent " : réseau d'énergie avancé composé de systèmes de communication bidirectionnel, de compteurs intelligents et de systèmes de mesure et de gestion du fonctionnement du réseau;]10

[¹⁸ 29° quater " interopérabilité " : dans le cadre de l'utilisation de compteurs communicants, la capacité, partagée par au moins deux réseaux, systèmes, appareils, applications ou composants dans les secteurs de l'énergie ou des communications, d'interagir, d'échanger et d'utiliser des informations pour remplir les fonctions requises ;]¹⁸

[¹⁸ 29° quinquies " temps quasi réel " : dans le cadre de compteurs communicants, une courte période ne dépassant habituellement pas quelques secondes ou atteignant au plus la période de règlement des déséquilibres ;]¹⁸

[¹⁸ 29° sexies " période de règlement des déséquilibres " : unité de temps sur laquelle le déséquilibre des responsables d'équilibre est calculé ;]¹⁸

[¹⁸ 29° septies " meilleures techniques disponibles " : dans le cadre de la protection des données et de la sécurité des compteurs [²⁰ ...]²⁰, les techniques les plus efficaces, avancées et adaptées dans la pratique pour constituer, en principe, la base sur laquelle s'appuyer pour respecter les règles de l'Union en matière de protection des données et de sécurité ; ]¹⁸

30° " plan d'adaptation " : plan envisageant les projets de remplacement, de rationalisation ou de développement du réseau, établi en application de l'article 15;

31° " règlement technique " : règlement contenant les prescriptions techniques et administratives visant à assurer le bon fonctionnement des réseaux et de leurs interconnexions, ainsi que l'accès à ceux-ci, établi en application de l'article 13;

[⁶ 31°bis : " MIG " (Message Implementation Guide) : le manuel décrivant les règles, les procédures et le protocole de communication suivis pour l'échange, entre le gestionnaire du réseau de distribution [¹⁸ et les différents acteurs du marché]¹⁸, des informations techniques et commerciales relatives aux points d'accès;-]6

[¹⁸ 31° ter " MIG TPDA " (Message Implementation Guide Third Party Data Access) : le manuel décrivant [¹⁹ les règles, les procédures et le protocole de communication suivis pour l'échange]¹⁹ de données de comptage non validées entre le gestionnaire de réseau de distribution et les parties tierces mandatées par l'utilisateur du réseau ; ]¹⁸

32° " services auxiliaires " : services nécessaires à l'exploitation du réseau [¹⁸ utilisés par un gestionnaire de réseau pour le réglage de la tension en régime permanent, l'injection rapide de puissance réactive, l'inertie aux fins de la stabilité locale du réseau, le courant de court-circuit mais ne comprenant pas la gestion de la congestion ]¹⁸;

33° [¹⁸ " fournisseur " : toute personne physique ou morale qui vend à des clients finals de l'électricité qu'elle produit ou achète librement]¹⁸;

[¹⁸ 34° " fourniture " : la vente, y compris la revente, d'électricité à des clients ; ]¹⁸

[¹⁸ 34° bis " contrat de fourniture d'électricité " : un contrat portant sur la fourniture d'électricité, à l'exclusion des instruments dérivés sur l'électricité ;

34° ter " instrument dérivé sur l'électricité " : un instrument financier visé à l'annexe I, C, point 5, 6 ou 7, de la directive 2014/65/UE, lorsque ledit instrument porte sur l'électricité ;

34° quater " frais de résiliation du contrat " : une charge ou pénalité qu'un fournisseur ou un acteur du marché pratiquant l'agrégation impose aux clients qui résilient un contrat de fourniture d'électricité ou un contrat de service ;

34° quinquies " frais de changement de fournisseur " : une charge ou pénalité qu'un fournisseur, un acteur du marché pratiquant l'agrégation ou un gestionnaire de réseau facture, directement ou indirectement, aux clients qui changent de fournisseur ou d'acteur du marché pratiquant l'agrégation, y compris les frais de résiliation du contrat ;

34° sexies " contrat d'électricité à tarification dynamique " : un contrat de fourniture d'électricité conclu entre un fournisseur et un client final qui reflète les variations de prix sur les marchés au comptant, y compris les marchés journaliers et infrajournaliers, à des intervalles équivalant au moins à la fréquence de règlement des déséquilibres ;

34° septies " contrat d'achat d'électricité renouvelable " : contrat par lequel une personne physique ou morale accepte d'acheter directement à un producteur d'électricité produite à partir de sources d'énergies renouvelables ; ]¹⁸

35° [¹⁸ fournisseur de substitution " : fonction assumée par le gestionnaire de réseau de distribution, qui consiste à reprendre, à titre transitoire et pour une durée déterminée, les droits et obligations d'un fournisseur défaillant afin d'assurer la continuité de fourniture aux clients finals sur son réseau]¹⁸;

[10 35°bis " fournisseur de service de flexibilité " : toute personne physique ou morale offrant des services de flexibilité;

35°ter " flexibilité " : [¹⁸ participation active de la demande ou ]¹⁸ la capacité pour un utilisateur du réseau de moduler son injection, ou son prélèvement net d'électricité, par rapport à son usage normal, en fonction de signaux extérieurs ou de mesures prises localement;

35°quater : " services de flexibilité " : services relatifs à l'exploitation de la flexibilité fournis volontairement à une tierce partie;

35°quinquies : " transfert d'énergie " : le transfert d'énergie au sens de l'article 19bis, § 2, de la loi électricité;

35°sexies " responsable d'équilibre " : le responsable d'équilibre au sens de l'article 2, 65°, de la loi électricité;]10

[¹⁸ 35° septies " participation active de la demande " : le changement qu'apporte le client final à sa charge d'électricité par rapport à son profil de consommation habituel ou actuel pour réagir aux signaux du marché, y compris à des variations de prix de l'électricité en fonction du moment ou des incitations financières, ou pour réagir à l'acceptation de l'offre du client final de vendre, seul ou par le biais de l'agrégation, une réduction ou une augmentation de la demande à un prix déterminé sur un marché organisé tel qu'il est défini à l'article 2, point 4), du Règlement d'exécution 1348/2014/UE de la Commission ;

35° octies " agrégation " : une fonction exercée par une personne physique ou morale qui combine, en vue de la vente, de l'achat ou de la mise aux enchères sur tout marché de l'électricité, de multiples charges de consommation ou productions d'électricité ;

35° nonies " stockage d'énergie " : le report de l'utilisation finale de l'électricité à un moment postérieur à celui où elle a été produite, ou la conversion de l'électricité en une forme d'énergie qui peut être stockée, la conservation de cette énergie et la reconversion ultérieure de celle-ci en électricité ou son utilisation en tant qu'autre vecteur d'énergie;

35° decies " installation de stockage d'énergie " : une installation où est stockée de l'énergie;]¹⁸

36° " intermédiaire " : toute personne physique ou morale qui achète librement de l'électricité en vue de la revente à un autre intermédiaire ou à un fournisseur;

37° " client " : tout client final, fournisseur ou intermédiaire;

38° " client final " : toute personne physique ou morale achetant de l'électricité pour son propre usage;

39° " client résidentiel " : client final dont l'essentiel de la consommation d'électricité est destiné à l'usage domestique;

[¹⁸ 39° bis " client non résidentiel " : client final dont l'essentiel de la consommation d'électricité n'est pas destiné à l'usage domestique; ]¹⁸

40° " client protégé " : client final [¹⁸ résidentiel ]¹⁸ repris dans une catégorie visée à l'article 33;

41° " client aval " : client final et/ou producteur raccordé au réseau de distribution [11 , de transport ou de transport local]11 par le biais d'un réseau privé [6 ou d'un réseau fermé professionnel]6;

[¹⁸ 41° bis " client actif " : client final qui exerce une ou plusieurs des activités listées à l'article 35octies, § 1er, alinéa 1er, sans qu'elles ne constituent son activité commerciale ou professionnelle principale ; ]¹⁸

42° " éligibilité " : droit attaché à tout client final de pouvoir choisir son fournisseur;

43° " sinistre " : ensemble des dommages subis par un client final consécutif à un événement dommageable;

44° " événement dommageable " : toute circonstance ayant des conséquences dommageables pour un ou plusieurs clients finals;

45° " non-conformité de la fourniture d'énergie électrique " : caractère de la fourniture d'énergie électrique dont la fréquence ou la tension excède les marges de tolérance définies par les règlements techniques;

46° " irrégularité de la fourniture d'énergie électrique " : caractère de la fourniture d'énergie électrique dont la continuité ne correspond pas aux marges de tolérance définies par les règlements techniques;

47° " Ministre " : le Ministre wallon qui a l'Energie dans ses attributions;

48° " CREG " : Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz constituée par l'article 23 de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité et par l'article 15 de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché du gaz et du statut fiscal des producteurs d'électricité;

49° " CWaPE " : Commission wallonne pour l'Energie instituée par l'article 43;

50° [¹⁸ " Administration " : le Département de l'Energie et du Bâtiment durable du Service public de Wallonie Territoire, Logement, Patrimoine, Energie]¹⁸;

51° [⁹ " pouvoirs publics " : la Région wallonne, les communes, C.P.A.S. et provinces ainsi que les organismes d'intérêt public visés à l'article 3 du décret du 12 février 2004 relatif aux commissaires du Gouvernement et aux missions de contrôle des réviseurs au sein des organismes d'intérêt public, à l'exception de la Commission wallonne pour l'Energie, pour autant que ces organismes d'intérêt public soient des personnes morales de droit public et qu'ils soient détenus de façon exclusive par des personnes morales de droit public]⁹;

52° [¹² " commune enclavée " : la commune dont tout ou partie du réseau de distribution situé sur son territoire est géré par un autre gestionnaire que le gestionnaire de réseau de toutes les communes limitrophes;]¹²;

53° " Directive 2004/8/CE " : la Directive 2004/8/CE du Parlement européen et du Conseil du 11 février 2004 concernant la promotion de la cogénération sur la base de la demande de chaleur utile dans le marché intérieur de l'énergie et modifiant la Directive 92/42/CEE ";

54° " Directive 2006/32/CE " : la Directive 2006/32/CE du Parlement européen et du Conseil du 5 avril 2006 relative à l'efficacité énergétique dans les utilisations finales et aux services énergétiques et abrogeant la Directive 93/76/CEE du Conseil;

[⁶ 54°bis " Directive 2009/28/CE " : la Directive 2009/28/CE du Parlement européen et du Conseil du 23 avril 2009 relative à la promotion de l'utilisation de l'énergie produite à partir de sources d'énergie renouvelables et modifiant puis abrogeant les Directives 2001/77/Ce et 2003/30/CE;

54°ter [¹⁸ Directive 2014/65/UE " : la directive 2014/65/UE du Parlement européen et du Conseil du 15 mai 2014 concernant les marchés d'instruments financiers et modifiant la directive 2002/92/CE et la directive 2011/61/UE ]¹⁸:

[¹⁰ 54°quater " règlement 2016/679/UE du 27 avril 2016 " : le règlement 2016/679/UE 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;]¹⁰

[¹⁸ " 54° quinquies " Règlement 2019/943/UE " : le Règlement 2019/943/UE du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l'électricité (refonte) ;

54° sexies " directive 2019/944/UE " : la directive 2019/944/UE 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 ;]¹⁸

55° " loi Electricité " : la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité;

56° " décret Gaz " : le décret wallon du 19 décembre 2002 relatif à l'organisation du marché régional du gaz;

[¹⁸ 56° bis " décret tarifaire " : le décret du Parlement wallon du 19 janvier 2017 relatif à la méthodologie tarifaire applicable aux gestionnaires de réseaux de distribution de gaz et d'électricité ;]¹⁸

57° " tarif social " : tarif spécifique applicable aux clients protégés et déterminé par l'autorité compétente;

[10 57°bis [¹⁷ " activation de la fonction de prépaiement " : l'action de placer un compteur intelligent et d'activer le prépaiement sur ce dernier ou l'action d'activer le prépaiement sur un compteur intelligent déjà placé;]¹⁷]10

58° [¹⁷ " période hivernale " : la période s'étendant entre le 1er novembre et le 31 mars. Le Gouvernement peut moduler cette période en fonction des conditions climatiques;]¹⁷]1

[3 59° [7 " Code NACE " : code au sens de la Nomenclature statistique des activités économiques dans la Communauté européenne ;]7 ]3

[3 60° [7 " Code NACE primaire " : Code NACE au sens du présent décret ayant trait à l'activité principale de la personne concernée, indépendamment de sa forme juridique.]7 ]3

[⁶ 61° " ACER " : l'agence de coopération des régulateurs de l'énergie instituée par le Règlement (CE) n° 713/2009 du Parlement européen et du Conseil du 13 juillet 2009 instituant une Agence de coopération des régulateurs de l'énergie.]⁶

[8 62° " réseau de communications électroniques à haut débit " : un réseau de communications électroniques pouvant fournir des services d'accès au haut débit à une vitesse supérieure ou égale à 30 Mbit/s;

63° " infrastructures physiques " : tout élément d'un réseau quelconque qui peut accueillir un élément d'un réseau de communications électroniques à haut débit sans devenir lui-même un élément actif de ce réseau, tels que les conduites, pylônes, gaines, chambres de tirage et regards, trous de visite, boîtiers, immeubles ou accès à des immeubles, installations liées aux antennes, tours et poteaux; les câbles, y compris la fibre noire, ainsi que les éléments de réseaux utilisés pour la fourniture des eaux destinées à la consommation humaine, telles qu'elles sont définies à l'article 2, point 1, de la Directive 98/83/CE ne sont pas des infrastructures physiques;

64° " organe de règlement des litiges en matière d'infrastructures de réseaux " : l'organe de règlement des litiges institué par l'accord de coopération du 10 juillet 2017 dans le cadre de la transposition de la Directive 2014/61/UE;

65° " point d'information unique " : le système KLIM - CICC dénommé Federaal Kabels en leidingen Informatie Meldpunt, Point de Contact fédéral Information Câbles et Conduites et tout autre point d'information électronique unique donnant lieu aux mêmes obligations et droits d'information, créé ou désigné par décret ou ordonnance.]8

[10 66° " régime de comptage " : niveau standard de granularité des données de comptage mises à disposition du marché.]10

[²¹ 66° bis " configuration tarifaire " : configuration mono-horaire ou bihoraire, ou toute autre configuration de type incitatif déterminée par la CWaPE dans le cadre de ses compétences tarifaires en matière de distribution ;]²¹

[¹⁴ 67° " mécanisme de mobilisation " : le mécanisme de financement par mobilisation de créances SEV mis en oeuvre par appel à une société émettrice visé à l'article 42/2;]¹⁴

[¹⁴ 68° " opération de mobilisation " : une application de mise en oeuvre effective du mécanisme de mobilisation par l'émission d'instruments financiers;]¹⁴

[¹⁴ 69° " créance SEV " : la créance de soutien à l'énergie verte composée des droits et montants visés à l'article 42/2, §§ 8 et 9;]¹⁴

[¹⁴ 70° " société émettrice " : une société de financement qui investit en créances SEV constituée pour les besoins d'une ou plusieurs opérations de mobilisation;]¹⁴

[¹⁴ 71° " date de clôture " : la date de l'émission des instruments financiers qui se rapportent à une opération de mobilisation;]¹⁴

[¹⁴ 72° " date de fixation " : la date à laquelle les coûts à couvrir par des créances SEV sont définitivement fixés conformément à l'article 42/2, § 8;]¹⁴

[¹⁴ 73° " date de cession " : la date de cession d'une créance SEV fixée dans la convention-cadre;]¹⁴

[¹⁴ 74° " convention-cadre " : la convention conclue entre la société émettrice et le gestionnaire du réseau de transport local en exécution de l'article 42/2, § 3, ainsi que les conventions additionnelles conclues en exécution de cette convention, y compris des conventions de cession de créance;]¹⁴

[¹⁴ 75° " surcharge certificats verts " : la surcharge visée à l'article 42bis, § 1er;]¹⁴

[²⁰ 75°/1 " compteur " : toute forme de compteur qui comptabilise le prélèvement et l'injection d'énergie, en ce compris un compteur simple flux, double flux ou communicant;]²⁰

[¹⁶ 76° compteur double flux : compteur qui comptabilise séparément le prélèvement et l'injection d'énergie, en ce compris un compteur intelligent;]¹⁶

[¹⁷ 77° " fourniture minimale garantie " : alimentation en électricité assurée par l'activation d'un limiteur de puissance selon les modalités déterminées par le Gouvernement.]¹⁷

[¹⁸ " 78° " petite entreprise " : une entreprise qui emploie moins de cinquante personnes et dont le chiffre d'affaires annuel et/ou le total du bilan annuel n'excède pas 10 millions d'euros ;

79° " petite et moyenne entreprise " : une entreprise qui occupe moins de 250 personnes et dont le chiffre d'affaires annuel n'excède pas 50 millions d'euros ou dont le total du bilan annuel n'excède pas 43 millions d'euros ;

80° " microentreprise " : une entreprise qui emploie moins de dix personnes et dont le chiffre d'affaires annuel et/ou le total du bilan annuel n'excède pas 2 millions d'euros ;

81° " marchés de l'électricité " : les marchés pour l'électricité, y compris les marchés de gré à gré et les bourses de l'électricité, les marchés pour le commerce de l'énergie, les capacités, l'équilibrage et les services auxiliaires à différents délais de transaction, y compris les marchés à terme, à un jour et à moins d'un jour ;

82° " acteur du marché " : toute personne physique ou morale qui produit, achète ou vend des services liés à l'électricité, qui participe à l'agrégation ou aux services de stockage de l'énergie, y compris la passation d'ordres, sur un ou plusieurs marchés de l'électricité, y compris des marchés de l'énergie d'équilibrage ;

83° " efficacité énergétique " : le rapport entre les résultats, le service, la marchandise ou l'énergie que l'on obtient et l'énergie consacrée à cet effet ;

84° " congestion " : une situation dans laquelle toutes les demandes d'échange d'énergie entre des portions de réseau formulées par des acteurs du marché ne peuvent pas toutes être satisfaites parce que cela affecterait de manière significative les flux physiques sur des éléments de réseau qui ne peuvent pas accueillir ces flux ;

85° " équilibrage " : l'ensemble des actions et processus, à toutes les échéances, par lesquels le gestionnaire de réseau de transport maintient, en permanence, la fréquence du réseau dans une plage de stabilité prédéfinie et assure la conformité avec le volume de réserves nécessaires pour fournir la qualité requise ;

86° " contrôle " : contrôle d'une société au sens de l'article 1, 14, du Code des sociétés et des associations ;

87° " entreprise d'électricité " : toute personne physique ou morale qui assure au moins une des fonctions suivantes : la production d'électricité, le transport, la distribution, l'agrégation, la participation active de la demande, le stockage d'énergie, la fourniture ou l'achat d'électricité et qui est chargée des missions commerciales, techniques ou de maintenance liées à ces fonctions, à l'exclusion des clients finals.]¹⁸

[¹⁹ 88° " régime d'aide " : tout instrument, régime ou mécanisme destiné à promouvoir l'utilisation ou la production de l'électricité verte grâce à une réduction du coût de cette électricité par une augmentation du prix de vente ou du volume d'achat de cette électricité, au moyen d'une obligation d'utiliser ce type d'électricité ou d'une autre mesure incitative, y compris, mais sans s'y limiter, les aides à l'investissement, les exonérations ou réductions fiscales, les remboursements d'impôt, les régimes d'aide liés à l'obligation d'utiliser de l'électricité produite à partir de sources renouvelables, y compris ceux utilisant les certificats verts, et les régimes de soutien direct des prix, y compris les tarifs de rachat et les primes variables ou fixes.]¹⁹

[²⁰ 89° " petit réseau connecté " : tout réseau qui avait une consommation inférieure à 3 000 GWh en 1996, et qui peut être interconnecté avec d'autres réseaux pour une quantité supérieure à cinq pour cent de sa consommation annuelle.]²⁰

(NOTE : La période hivernale visée à l'article 2, 58° est prolongée jusqu'au 31 mars 2013 par ARW 2013-03-14/02, art. 1)

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(12)2018-11-08/04, art. 1, 034; En vigueur : 30-11-2018>

(13)2019-01-31/22, art. 1, 035; En vigueur : 01-05-2019>

(14)2019-05-02/35, art. 1, 038; En vigueur : 24-05-2019>

(15)2019-05-02/77, art. 2, 040; En vigueur : 23-09-2019>

(16)2020-10-01/15, art. 3, 041; En vigueur : 01-10-2020>

(17)2022-02-17/05, art. 1, 047; En vigueur : 01-09-2022>

(18)2022-05-05/38, art. 4, 049; En vigueur : 15-10-2022>

(19)2024-04-25/61, art. 2, 052; En vigueur : 14-10-2024>

(20)2025-04-17/03, art. 2, 053; En vigueur : 08-05-2025>

(21)2025-12-19/70, art. 9, 054; En vigueur : 09-01-2026>

CHAPITRE II. - Désignation des gestionnaires de réseaux.

Article 3. Tout (...) gestionnaire de réseau est propriétaire ou titulaire d'un droit lui garantissant la jouissance des infrastructures et équipements du réseau pour lequel il postule la gestion.

CHAPITRE II. - Désignation des gestionnaires de réseaux.

Article 4. Après avis de la [² CWaPE]² et consultation du gestionnaire du réseau de transport [¹ et des gestionnaires de réseaux de distribution]¹, le [³ Gouvernement]³ détermine les tronçons du réseau (...) considérés comme " réseau de transport local " sur la base de l'utilisation dudit tronçon principalement pour la transmission d'électricité vers les réseaux de distribution ou l'échange avec des réseaux voisins.

La gestion du réseau de transport local est assurée par un gestionnaire unique.

Le gestionnaire du réseau de transport local est le gestionnaire du réseau de transport désigné conformément à l'article 10 de la loi [¹ Electricité]¹ [⁴ ...]⁴.

Après avis de la [² CWaPE]² et consultation du gestionnaire du réseau de transport local [¹ et des gestionnaires de réseaux de distribution]¹, le [³ Gouvernement]³ peut modifier la détermination des tronçons du réseau considérés comme " réseau de transport local ".

[⁵ Toute aliénation de l'infrastructure et de l'équipement faisant partie du réseau de transport local, faite par le gestionnaire du réseau de transport local, est soumise à l'accord du Gouvernement, après avis de la CWaPE.]⁵

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(1)2008-07-17/53, art. 4, 008; En vigueur : 07-08-2008>

(2)2008-07-17/53, art. 1,1°, 008; En vigueur : 07-08-2008>

(3)2008-07-17/53, art. 1,2°, 008; En vigueur : 07-08-2008>

(4)2022-05-05/38, art. 6, 049; En vigueur : 15-10-2022>

(5)2024-04-25/61, art. 4, 052; En vigueur : 14-10-2024>

Article 10. § 1er. [¹ [⁸ Le Gouvernement désigne, après avis de la CWaPE et sur proposition de la ou des communes sur le territoire desquelles se situe le réseau, le gestionnaire du réseau de distribution.

La désignation respecte les conditions suivantes :

1° la commune propose un gestionnaire de réseau de distribution, après appel public à candidats, sur la base d'une procédure transparente et non discriminatoire et sur la base de critères préalablement définis et publiés;

2° le gestionnaire de réseau proposé répond aux conditions de désignation visées au présent décret et dispose de la capacité technique et financière requise;

3° la commune ne peut pas être enclavée, sauf si le gestionnaire de réseau de distribution est spécifique à la commune. La condition de non enclavement ne s'applique pas aux communes enclavées au moment de l'entrée en vigueur du décret du 8 novembre 2018 modifiant le décret du 12 avril 2001 relatif à l'organisation du marché régional de l'électricité et le décret du 19 décembre 2002 relatif à l'organisation du marché régional du gaz;

4° la commune ne peut pas proposer plusieurs gestionnaires de réseaux de distribution sur son territoire pour la gestion du réseau de distribution d'électricité.

Si le gestionnaire de réseau désigné n'est, au moment de la désignation, pas propriétaire du réseau ou ne dispose pas d'un droit d'usage sur ce réseau, la désignation est faite sous condition suspensive de l'acquisition, par le gestionnaire de réseau, de ce droit de propriété ou d'usage.]⁸]¹

[⁶ ...]⁶.

[¹ Le Gouvernement arrête la procédure de désignation et de renouvellement du ou des gestionnaires de réseaux de distribution.]¹

[⁷ Le gestionnaire de réseau ne peut transférer à sa filiale la propriété de l'infrastructure ou de l'équipement du réseau.]⁷

§ 2. [² Le gestionnaire du réseau de distribution est désigné pour un terme renouvelable de vingt ans maximum. Son mandat prend fin en cas de dissolution. [⁸ ...]⁸.]²

[⁶ [⁷ ...]⁷]⁶

[⁸ La procédure et les conditions visées au paragraphe 1er s'appliquent :

1° lorsque la désignation d'un gestionnaire de réseau de distribution atteint le terme initialement fixé;

2° lorsqu'il est procédé à un changement de gestionnaire de réseau de distribution avant le terme de la désignation, quelle que soit la circonstance ou l'opération juridique à l'origine de ce changement.

Pour les cas prévus à l'alinéa 2, 2°, la nouvelle désignation est valable jusqu'au terme initialement prévu pour la désignation du gestionnaire de réseau de distribution précédent.]⁸

[⁷ § 3.]⁷ Le [⁵ Gouvernement]⁵ peut, après avis de la [⁴ CWaPE]⁴, révoquer le gestionnaire de réseau pour cause de manquement grave à ses obligations en vertu du présent décret ou de ses arrêtés d'exécution. [⁷ Est considéré comme manquement grave, le non-respect des dispositions relatives à l'actionnariat, aux organes de gestion ou aux missions des gestionnaires de réseau de distribution, et le cas échéant de leur filiale, ainsi que le manquement répété aux obligations imposées par et en vertu du présent décret. Le manquement grave est constaté après expiration du délai fixé par la CWaPE pour permettre au gestionnaire de réseau de distribution ou à sa filiale de se mettre en conformité.]⁷

Le [⁵ Gouvernement]⁵ arrête la procédure de révocation.

[⁸ § 4. Le Gouvernement peut préciser les conditions et la procédure de désignation, que celle-ci intervienne à terme ou avant le terme de la désignation initiale.]⁸

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(1)2008-07-17/53, art. 11, 008; En vigueur : 07-08-2008>

(2)2008-07-17/53, art. 12, 008; En vigueur : 07-08-2008>

(3)2008-07-17/53, art. 13, 008; En vigueur : 07-08-2008>

(4)2008-07-17/53, art. 1,1°, 008; En vigueur : 07-08-2008>

(5)2008-07-17/53, art. 1,2°, 008; En vigueur : 07-08-2008>

(6)2014-04-11/23, art. 7, 020; En vigueur : 27-06-2014>

(7)2018-05-11/02, art. 7, 031; En vigueur : 28-05-2018>

(8)2018-11-08/04, art. 2, 034; En vigueur : 30-11-2018>

Article 15. § 1er. [¹ En concertation avec la CWaPE, [⁶ et après consultation des utilisateurs du réseau et des autres gestionnaires de réseaux concernés dont les résultats sont publiés sur le site du gestionnaire de réseau, ]⁶ les gestionnaires de réseau établissent chacun un plan d'adaptation du réseau dont ils assument respectivement la gestion, en vue d'assurer la continuité d'approvisionnement, la sécurité et le développement de ce réseau [⁴ dans des conditions socialement, techniquement et économiquement raisonnables. Le Gouvernement précise la notion de conditions socialement, techniquement et économiquement raisonnables.]⁴µ

[⁶ La CWaPE établit des lignes directrices afin de préciser les modalités de la consultation visée à l'alinéa 1er.]⁶

[⁴ Lors de l'élaboration de leur plan d'adaptation, les gestionnaires de réseaux envisagent notamment les mesures de gestion intelligente du réseau, [⁶ de flexibilité, de stockage]⁶, d'efficacité énergétique, d'intégration des productions décentralisées et d'accès flexibles [⁷ ou toute autre ressource alternative]⁷ pour permettre d'éviter le renforcement de la capacité du réseau.]⁴

Les règlements techniques précisent le planning et les modalités d'établissement [⁴ et de mise à jour]⁴ du plan d'adaptation.

Le plan d'adaptation des réseaux de distribution couvre une période [⁴ [⁶ de cinq ans et, à partir de la quatrième année de la période tarifaire en cours, il permet au minimum de couvrir la période tarifaire suivante ]⁶]⁴. [⁶ Chaque nouvelle version du plan d'adaptation est publiée sur le site du gestionnaire de réseau de distribution lors de son établissement.]⁶

[⁶ Chaque année, le gestionnaire du réseau de transport local soumet à la CWaPE son plan d'adaptation du réseau de transport local fondé sur l'offre et la demande existantes ainsi que sur les prévisions en la matière. Ce plan couvre une période de dix ans et tient compte des éléments repris dans le plan de développement du gestionnaire de réseau de transport visé à l'article 13, § 1er, alinéa 2, de la loi électricité.

Chaque nouvelle version du plan d'adaptation est publiée par le gestionnaire de réseau du transport local sur son site internet.

Le plan d'adaptation du réseau de transport local indique aux acteurs du marché les principales infrastructures qui doivent être construites ou mises à niveau durant les dix prochaines années. Il reprend le planning détaillé de tous les investissements décidés pour les trois prochaines années et dresse également un planning indicatif de l'ensemble des projets susceptibles d'être réalisés dans les cinq prochaines années. Le règlement technique prévoit une procédure simplifiée pour les mises à jour]⁶.

[⁶ ...]⁶.

Le plan d'adaptation du réseau de transport local est établi parallèlement au plan de développement envisagé à l'article 13, § 1er, alinéa 2, de la loi Electricité.

§ 2. Le plan d'adaptation contient une estimation détaillée des besoins en capacité de distribution ou de transport local, avec indication des hypothèses sous-jacentes [⁴ tenant compte de l'évolution probable de la consommation [⁷ , y compris les points de recharge,]⁷ et des productions décentralisées ainsi que des mesures liées à la gestion intelligente des réseaux]⁴, et énonce le programme d'investissements que le gestionnaire de réseau s'engage à exécuter en vue de rencontrer ces besoins [² et les moyens budgétaires qu'il entend mettre en oeuvre à cet effet. Chaque plan contient un rapport de suivi relatif aux plans précédents.]².

[⁴ Le plan d'adaptation contient au moins les données suivantes :

1° une description de l'infrastructure existante, de son état de vétusté et de son degré d'utilisation, en précisant pour les principaux équipements structurant au niveau de la moyenne tension, leur pyramide d'âge et la comparaison entre les mesures de pointe et leur capacité technique;

2° une estimation et une description des besoins en capacité, compte tenu de l'évolution probable de la production, [⁷ des installations de stockage,]⁷ de la consommation, [⁶ ...]⁶ [⁷ des points de recharge,]⁷ des mesures d'efficacité énergétique et de [⁶ flexibilité]⁶ et des échanges avec les autres réseaux;

3° une description des moyens mis en oeuvre et des investissements à réaliser pour rencontrer les besoins estimés, y compris, [⁶ les moyens informatiques et équipements de communication et,]⁶ le cas échéant, le renforcement ou l'installation d'interconnexions, ainsi qu'un répertoire des investissements importants déjà décidés, une description des nouveaux investissements importants devant être réalisés durant la période considérée et un calendrier pour ces projets d'investissement;

4° la fixation des objectifs de qualité de service poursuivis, en particulier concernant la durée des pannes et la qualité de la tension;

5° la liste des interventions d'urgence intervenues durant l'année écoulée;

6° [⁵ le plan de déploiement des compteurs intelligents comprenant notamment l'identification et la justification des segments ou secteurs prioritaires visés à l'article 35, § 1er, ainsi que l'état d'avancement de placement des compteurs intelligents et de l'activation de leur fonction communicante;]⁵

7° les mesures prises dans le cadre de l'approvisionnement et du raccordement des unités de production, l'identification et la quantification des éventuels surcoûts liés à l'intégration des productions d'électricité verte, notamment la priorité donnée aux unités de production qui utilisent des sources d'énergie renouvelables, ou aux cogénérations de qualité;

8° sur la base des objectifs de production des énergies vertes, une cartographie du réseau moyenne tension et haute tension identifiant les zones nécessitant une adaptation en vue d'intégrer les productions d'électricité vertes, conformément à l'article 26;

9° la politique en matière de réduction des pertes techniques et administratives.]⁴

§ 3. [³ Si la CWaPE constate que le plan d'adaptation ne permet pas au gestionnaire de réseau de remplir ses obligations légales, elle enjoint celui-ci de remédier à cette situation dans un délai raisonnable qu'elle détermine.]³

[⁴ § 4. Les gestionnaires de réseau sont tenus d'exécuter les investissements dont ils mentionnent la réalisation dans leurs plans d'adaptation, sauf cas de force majeure ou raisons impérieuses qu'ils ne contrôlent pas.

§ 5. La CWaPE surveille et contrôle la mise en oeuvre des plans d'adaptation. La CWaPE [⁶ impose]⁶ la réalisation par les gestionnaires de réseau de tout ou partie des investissements qui auraient dû être réalisés en vertu de ces plans d'adaptation.]⁴ [⁶ Si ceux-ci sont toujours pertinents compte tenu de la version la plus récente des plans d'adaptation.]⁶

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(1)2008-07-17/53, art. 20, 008; En vigueur : 07-08-2008>

(2)2008-07-17/53, art. 21, 008; En vigueur : 07-08-2008>

(3)2008-07-17/53, art. 22, 008; En vigueur : 07-08-2008>

(4)2014-04-11/23, art. 13, 020; En vigueur : 27-06-2014>

(5)2018-07-19/38, art. 7, 032; En vigueur : 16-09-2018>

(6)2022-05-05/38, art. 14, 049; En vigueur : 15-10-2022>

(7)2024-04-25/61, art. 7, 052; En vigueur : 14-10-2024>

Article 19. 2009-04-30/77, art. 49, 010; En vigueur : indéterminée et au plus tard le 31-12-2012 ; dispositions transitoires : art. 51>

Article 20. Le gestionnaire de réseau doit s'acquitter d'une redevance [² régionale]² annuelle auprès des communes pour occupation du domaine public par le réseau dont il assure la gestion. [⁴ En cas de fusion de gestionnaires de réseau de distribution, une redevance régionale annuelle correspondant à la zone géographique desservie par les anciens gestionnaires de réseaux de distribution existants au 31 décembre 2012 peut être déterminée par le gestionnaire de réseau. Dans ce cas, les paramètres de la formule à prendre en compte pour l'établissement de la redevance sont ceux relatifs à la zone géographique desservie par l'ancien gestionnaire de réseaux de distribution.]⁴

Pour l'année n et pour une commune donnée, le montant de la redevance visée à l'alinéa précédent est établi selon la formule suivante :

R = M * kWhGR * (0,6K + 0,4L)

où :

1° M = un montant fixe compris [² entre 0,0005 et 0,0025 euro]² par kWh déterminé chaque année par le [³ Gouvernement]³;

2° kWhGR = le volume total d'électricité injectée sur le réseau en question diminuée de l'électricité transférée sur un autre réseau pour l'année n-1 [¹ , ainsi que de l'électricité prélevée par la commune en tant que client final]¹;

3° [K = le nombre de kWh relevé par le gestionnaire de réseau pour le territoire de la commune [¹ , hors consommation de la commune agissant comme client final,]¹ divisé par kWhGR]; 2002-12-19/81, art. 55, 002; **En vigueur :** 01-01-2003>

4° L = la longueur des lignes électriques (gérées par le gestionnaire de réseau) situées sur le territoire de la commune au cours de l'année n-1 divisé par la longueur des lignes électriques gérées par le gestionnaire de réseau en question pour l'année susmentionnée.

[² Le montant de la redevance à payer est établi sur la base d'une déclaration transmise par le gestionnaire de réseau. Le Gouvernement peut indexer ce montant en fonction de l'indice des prix à la consommation.]²

Lors de l'établissement de nouvelles infrastructures de réseau, la redevance est acquittée aux communes par le gestionnaire de réseau à partir de l'exercice d'imposition de l'année suivant l'année de notification ou permission visée à l'article 19.

[⁴ Le gestionnaire de réseau répercute la redevance de l'année n de manière étalée sur l'année n en facturant aux détenteurs d'accès une surcharge pour l'utilisation du réseau par leurs clients finals sur base des kWh facturés dans l'année " n ".]⁴

Le [³ Gouvernement]³ détermine [la procédure et] les modalités de perception de la redevance et le recours du gestionnaire de réseau [et de la commune]. 2002-12-19/81, art. 55, 002; **En vigueur :** 01-01-2003>

[¹ Le fournisseur s'abstient de porter en compte des communes agissant comme clients finals les sommes dues à titre de la redevance visée par le présent article.]¹

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(1)2008-03-05/37, art. 1, 006; En vigueur : 29-03-2008>

(2)2008-07-17/53, art. 31, 008; En vigueur : 07-08-2008>

(3)2008-07-17/53, art. 1,2°, 008; En vigueur : 07-08-2008>

(4)2014-04-11/23, art. 18, 020; En vigueur : 27-06-2014>

Article 22. [¹ (ancien alinéa 1er devient l'article 21, § 1bis)]¹

Le propriétaire du fonds privé grevé [² d'une servitude telle que visée à l'article 21, § 1erbis]² peut, dans le délai fixé par le [³ Gouvernement]³, informer le ministre qu'il demande au [² gestionnaire de réseau]² d'acheter le terrain occupé. Si aucun accord de vente amiable n'intervient entre le propriétaire du fonds grevé et le gestionnaire de réseau, les dispositions de l'article 25 trouvent application.

[² Le Gouvernement détermine les droits et obligations de l'éventuel titulaire de droit réel ou du locataire éventuel dans le cadre de la vente de ce fonds.]²

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(1)2008-07-17/53, art. 36, 008; En vigueur : 07-08-2008>

(2)2008-07-17/53, art. 38, 008; En vigueur : 07-08-2008>

(3)2008-07-17/53, art. 1,2°, 008; En vigueur : 07-08-2008>

Article 34. [¹² § 1er.]¹² [¹ [¹⁸ Les gestionnaires de réseaux de distribution et, le cas échéant, le gestionnaire de réseau de transport local, respectent les obligations de service public suivantes :]¹⁸

1° assurer la sécurité, la régularité et la qualité des fournitures d'électricité;

2° en matière de service aux utilisateurs :

[⁵ i) valider et transmettre au fournisseur les relevés d'index réalisés par les clients [¹⁵ finals ]¹⁵ avec une périodicité qui ne peut être inférieure à trois mois à des fins d'information, de simulation des consommations ou d'adaptations des acomptes tenant compte d'un lissage des consommations sur 12 mois;]⁵

[⁵ j) [⁹ dopter et assurer la mise en oeuvre des mesures nécessaires pour que l'approvisionnement électrique d'un point de recharge puisse faire l'objet d'un contrat avec un fournisseur autre que le fournisseur d'électricité relatif à l'emplacement où ce point de recharge est situé.]⁹]⁵

[¹⁵ k) mettre à disposition des clients finals un numéro de téléphone gratuit pour toute question utile relative aux missions des gestionnaires de réseaux et, en ce qui concerne le gestionnaire du réseau de distribution, relative également à l'utilisation et aux fonctionnalités du compteur communicant.]¹⁵

[¹⁶ l) Sauf mauvaise foi prouvée du client final, en cas d'estimation d'index durant plusieurs années, une rectification des données de mesure ou de comptage et de la facturation qui en découle ne peut se rapporter à une période de plus de vingt-quatre mois précédant le dernier relevé réel des compteurs. La somme totale d'électricité consommée entre les deux derniers relevés d'index réels est répartie par le gestionnaire de réseau sur toute la période de temps écoulée entre les deux relevés réels et seule la consommation correspondant aux vingt-quatre derniers mois peut être facturée au client final. Une rectification en faveur de l'utilisateur du réseau porte au-delà de la période de vingt-quatre mois précédant le dernier relevé réel des compteurs.

En cas de mauvaise foi prouvée du client final et dans l'hypothèse où le gestionnaire de réseau de distribution n'a pas respecté ses obligations en vertu des textes légaux et réglementaires qui lui sont applicables, notamment en matière de relevé de données de mesure ou de comptage et de dispositifs de comptage, prévues par le présent décret et ses arrêtés d'exécution, la rectification ne peut pas aller au-delà d'un délai de 5 ans.]¹⁶

3° en matière sociale, [¹⁵ en ce qui concerne le gestionnaire du réseau de distribution,]¹⁵ notamment :

4° en matière de protection de l'environnement, notamment :

[³ e) [⁶ pour le gestionnaire de réseau de transport local, couvrir les charges financières et les frais administratifs associés, résultant de l'application de l'article 42 pour mettre en réserve des certificats verts, selon les modalités visées à l'article 42, § 9, et agir, à la demande des personnes chargées de la mission visée à l'article 42, § 1er, dans la gestion effective des certificats verts mis en réserve, dans le respect des conditions visées à l'article 42;]⁶ ]³

[³ f) [⁶ pour le gestionnaire de réseau de transport local, couvrir les coûts du rachat des certificats verts que les personnes chargées de la mission visée à l'article 42, § 1er [⁷ et à l'article 42/1, § 1er]⁷, ne parviendraient pas à revendre sur le marché des certificats verts [¹¹ ou qui leurs seraient rachetés en vertu de l'article 42, § 6, 2°, ou de l'article 42/1, [¹³ § 7, ]¹³ § 7bis]¹¹, en vue de leur suppression de la banque de données tenue par [¹⁰ l'Administration]¹⁰.]⁶ ]³

[⁴ e) (lire g) pour les gestionnaires de réseau de distribution, octroyer le soutien à la production visé à l'article 37, § 2, du présent décret.]⁴

[⁵ h) donner la priorité à l'électricité verte pour couvrir les pertes lorsque celle-ci n'engendre pas de surcoût conformément à l'article 11, § 2, alinéa 2, 9°;]⁵

[¹¹ i) pour le gestionnaire du réseau de transport local, couvrir les coûts liés aux opérations de mobilisation visées à l'article 42/2, y compris les coûts liés aux achats de certificats verts visés aux points d) et f) et concernés par une opération de mobilisation.]¹¹

5° en matière d'utilisation rationnelle de l'énergie :

6° placer à la demande de tout client final un compteur adapté à son profil de consommation, aux tarifs publiés [¹⁵ et approuvés par l'autorité compétente]¹⁵ [⁵ ;]⁵ [⁹ ...]⁹

7° [¹⁵ pour le gestionnaire du réseau de distribution ]¹⁵ en matière d'éclairage public, assurer l'entretien et l'amélioration de l'efficacité énergétique des installations d'éclairage public;

8° [¹⁷ assurer l'information des utilisateurs du réseau relative aux marchés de l'énergie; le Gouvernement peut préciser le contenu et les modes de communication de l'information précitée;]¹⁷

9° assurer les interventions administratives et techniques liées aux obligations de service public, sauf exception expressément identifiée par le Gouvernement, après avis de la CWaPE;]¹

[⁵ 10° assurer une compensation financière du producteur d'électricité verte conformément à l'article 26, § 2ter à quinquies.]⁵

[⁹ 11° [¹⁵ pour le gestionnaire du réseau de distribution ]¹⁵ [¹⁵ informer et sensibiliser individuellement les utilisateurs]¹⁵ sur l'utilisation, les caractéristiques, les fonctionnalités et les objectifs des compteurs intelligents suite au placement de ces derniers et lors de la première activation de la fonction de prépaiement pour le client.]⁹

[¹⁸ Le Gouvernement peut préciser les modalités d'application des obligations de service public visées au présent paragraphe.

Après avis de la CWaPE, le Gouvernement peut imposer, selon le cas, aux gestionnaires de réseaux de distribution et au gestionnaire de réseau de transport local, des obligations de service public supplémentaires.

La CWaPE contrôle le respect des obligations de service public visées au présent paragraphe, ainsi que celles adoptées en application de l'alinéa 3, à l'exception des obligations prévues à l'alinéa 1er, 4°, b), et d) à g), que l'Administration contrôle.]¹⁸

[¹² § 2. Tout client résidentiel peut demander à son gestionnaire de réseau de distribution le placement d'un compteur double flux.

Jusqu'au 31 décembre 2023 et dans la limite des crédits publics affectés au remboursement de cette obligation, une prime qui couvre le coût de placement du compteur double flux visé à l'alinéa 1er est octroyée au client résidentiel par l'intermédiaire de son gestionnaire de réseau de distribution.

L'administration met à disposition du gestionnaire de réseau de distribution une avance budgétaire permettant de financer la prime visée à l'alinéa 2.

Chaque gestionnaire de réseau est tenu de communiquer à l'administration, pour le dixième jour de chaque mois, un fichier électronique transmis par courriel avec demande d'accusé de réception. Ce fichier comporte la liste des placements effectués le mois précédent ainsi que leurs données détaillées, en ce compris les coûts.

Trimestriellement, le gestionnaire de réseau de distribution adresse à l'administration, en trois exemplaires, une déclaration de créance accompagnée d'un relevé des dépenses ainsi que des pièces justificatives relatives aux primes octroyées.

A la réception du relevé des dépenses, l'administration vérifie la déclaration de créance. Après avoir déterminé le montant des dépenses admissibles, l'administration approuve la dépense en déduction de l'avance visée à l'alinéa 3 ou, le cas échéant, met ce montant en liquidation.

Le gestionnaire de réseau mentionne sur sa déclaration de créance le numéro du compte financier dont il est titulaire et insère la mention "montant certifié sincère et véritable".

Le Gouvernement ou son délégué peut préciser les modalités d'application du présent paragraphe.

§ 3. Du 1er octobre 2020 au 31 décembre 2023, à titre d'obligation de service public, les gestionnaires de réseau de distribution octroient annuellement, pour le compte de la Région wallonne, une prime au client résidentiel auto-producteur qui dispose d'une installation de production d'électricité renouvelable d'une puissance nette développable inférieure ou égale à 10 kW, qui ne bénéficie pas du tarif social.

Du 1er octobre 2020 au 31 décembre 2021, le montant de la prime pour les clients visés à l'alinéa 1er ne disposant pas d'un compteur double flux, est de 100 pourcents du terme capacitaire et de 54,27 pourcents de celui-ci pour les années 2022 et 2023.

Du 1er octobre 2020 au 31 décembre 2021, le montant de la prime pour les clients visés à l'alinéa 1er équipés d'un compteur double flux, est de 100 pourcents de la différence entre la facture des coûts de réseaux et le montant total des coûts de réseaux qui aurait été facturé en prélèvement net sans le terme capacitaire et de 54,27 pourcents de celle-ci pour les années 2022 et 2023.

Chaque gestionnaire de réseau de distribution est tenu d'octroyer la prime dans le mois de l'envoi de la facture de décompte au fournisseur.

L'administration met à disposition du gestionnaire de réseau de distribution une avance budgétaire permettant de financer le versement des primes visées à l'alinéa 1er.

Chaque gestionnaire de réseau est tenu de communiquer à l'administration, pour le dixième jour de chaque mois, un fichier électronique transmis par courriel avec demande d'accusé de réception. Ce fichier comporte, la liste des primes liquidées le mois précédent ainsi que leurs données détaillées.

Trimestriellement, le gestionnaire de réseau adresse à l'administration, en trois exemplaires, une déclaration de créance accompagnée d'un relevé des dépenses ainsi que des pièces justificatives relatives aux primes effectivement payées.

A la réception du relevé des dépenses, l'administration vérifie celui-ci et les pièces justificatives qui l'accompagnent. Après avoir déterminé le montant des dépenses admissibles, l'administration approuve la dépense en déduction de l'avance visée à l'alinéa 1er ou, le cas échéant, met ce montant en liquidation.

Le gestionnaire de réseau mentionne sur sa déclaration de créance le numéro du compte financier dont il est titulaire et insère la mention "montant certifié sincère et véritable".

Le Gouvernement ou son délégué peut préciser les modalités d'application du présent paragraphe.]¹²

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(1)2008-07-17/53, art. 54, 008; En vigueur : 07-08-2008, à l'exeption de l'art. 34, 2°, h, qui entre en vigueur : 01-01-2009>

(2)2008-07-17/53, art. 1, 2°, 008; En vigueur : 07-08-2008>

(3)2013-12-11/10, art. 15, 015; En vigueur : 01-01-2013>

(4)2014-01-23/05, art. 2, 017; En vigueur : 01-03-2014>

(5)2014-04-11/23, art. 43, 020; En vigueur : 27-06-2014>

(6)2014-12-12/04, art. 2, 021; En vigueur : 01-01-2014>

(7)2017-06-29/16, art. 1, 029; En vigueur : 14-08-2017>

(8)2018-05-11/02, art. 11, 031; En vigueur : 28-05-2018>

(9)2018-07-19/38, art. 12, 032; En vigueur : 16-09-2018>

(10)2019-01-31/22, art. 3, 035; En vigueur : 01-05-2019>

(11)2019-05-02/35, art. 2, 038; En vigueur : 24-05-2019>

(12)2020-10-01/15, art. 2, 041; En vigueur : 01-10-2020>

(13)2021-03-18/16, art. 1, 042; En vigueur : 10-04-2021>

(14)2022-02-17/05, art. 6, 047; En vigueur : 01-09-2022>

(15)2022-05-05/38, art. 43, 049; En vigueur : 15-10-2022>

(16)2024-04-25/61, art. 15, 052; En vigueur : 14-10-2024>

(17)2018-07-17/04, art. 131, 033; En vigueur : 01-04-2019>

(18)2025-12-19/70, art. 24, 054; En vigueur : 09-01-2026>

Article 35. [¹ § 1er. Tout en tenant compte de l'intérêt général et dans des conditions d'optimisation des coûts et bénéfices, le gestionnaire de réseau de distribution déploie les compteurs intelligents sur son réseau [⁵ ...]⁵. Il définit son plan de déploiement en l'intégrant dans son plan d'adaptation visé à l'article 15.

[⁵ Le gestionnaire de réseau de distribution installe un compteur qui communique à chaque point de fourniture, sauf si l'accès est impossible ou si l'installation est techniquement impossible ou non économiquement raisonnable]⁵.

[⁵ La fonction communicante d'un compteur est activée lors de son installation, sauf en cas de refus de l'utilisateur du réseau, conformément au paragraphe 3]⁵.

[⁴ Le Gouvernement détermine les conditions dans lesquelles le placement d'un compteur communicant ou l'activation de la fonction communicante d'un compteur communicant sont considérés comme [⁵ impossible pour des raisons techniques ou d'accès]⁵ ou non économiquement raisonnable]⁴.

Le Gouvernement précise les obligations du gestionnaire de réseau de distribution en cas d'impossibilité [⁵ d'installation du compteur ou]⁵ d'activation de la fonction communicante, notamment en termes d'information de l'utilisateur et de délai maximum [⁵ de placement ou]⁵ d'activation.

Le Gouvernement précise le délai maximum à charge du gestionnaire de réseau de distribution pour le placement du compteur intelligent [⁵ à la demande de l'utilisateur de réseau]⁵.

[³ [⁴ Au plus tard au 31 décembre 2029, le gestionnaire de réseau de distribution atteint l'objectif de cent pour cent de compteurs communicants installés sur son réseau.]⁴]³ [⁵ Ce taux est calculé indépendamment des situations dans lesquelles l'accès est impossible, l'installation est techniquement impossible ou non économiquement raisonnable.]⁵

[⁵ §1er/1. Les gestionnaires de réseaux de distribution mettent en place les moyens nécessaires pour détecter les failles de sécurité, les accès irréguliers et les détournements de finalité relatifs aux compteurs communicants.]⁵

§ 2. La CWaPE publie annuellement un rapport sur l'évolution du déploiement des compteurs intelligents en ce compris le développement de services annexes en Région wallonne. [⁵ Ce rapport comprend notamment :

1° le détail du nombre de situations où l'accès est impossible, où l'installation est techniquement impossible et où l'installation est non économiquement raisonnable ;

2° la description des moyens mis en oeuvre pour détecter les failles de sécurité, les accès irréguliers et les détournements de finalité, ainsi que la description de la manière, ainsi que le détail des failles, accès irréguliers et détournements identifiés]⁵.

[³ Le rapport visé à l'alinéa 1er comprend des recommandations. Notamment, la CWaPE peut proposer au Gouvernement des mesures visant à favoriser l'interopérabilité technique des compteurs avec les différents services développés par le marché, ainsi que des mesures portant sur la capacité des compteurs communicants de fournir un port de sortie pour les systèmes de gestion énergétique des consommateurs.]³.

Les gestionnaires de réseaux de distribution mettent en place, un Comité de suivi en vue d'accompagner le déploiement des compteurs intelligents chargé de traiter, notamment, de toute question de nature sociale, économique ou environnementale.

Ce Comité est animé et présidé par des représentants des gestionnaires de réseaux de distribution.

Les gestionnaires de réseaux de distribution établissent le Comité qui est composé de représentants d'organisations de défense des droits des consommateurs, de représentants d'organisations syndicales, d'un représentant issu de chaque groupe politique représenté et reconnu au sein du Parlement wallon, de représentants des entreprises [³ d'électricité ]³ et de toute personne justifiant d'une expertise en ces matières. Chaque organisation désigne ses représentants.

Un représentant de la CWaPE, un représentant du Ministre ayant l'énergie dans ses attributions et un représentant de l'Administration assistent aux réunions en tant qu'observateurs.

Le Comité de suivi se réunit au minimum semestriellement [⁵ ...]⁵.

§ 3.[³ [⁵ L'utilisateur du réseau peut refuser l'activation de la fonction communicante du compteur ou demander la désactivation de celle-ci]⁵.

[⁵ Le gestionnaire de réseau de distribution informe l'utilisateur de réseau que son refus d'activation ou sa demande de désactivation de la fonction communicante du compteur qui communique entraîne les conséquences suivantes :]⁵

1° l'obligation [⁴ de relève manuelle des index]⁴ lorsqu'un processus de marché le nécessite ;

2° l'impossibilité technique de participer à une activité de partage d'énergie ;

3° l'impossibilité technique de participer à un échange de pair-à-pair ;

4° l'impossibilité technique de fournir des services de flexibilité dans le cadre d'un produit régulé d'un gestionnaire de réseau ou du gestionnaire du réseau de transport le nécessitant ;

5° l'impossibilité technique de participer à toute autre activité de marché nécessitant une transmission quotidienne des données de comptage;

[⁴ 6° l'impossibilité d'activer la fonction de prépaiement;]⁴

[⁴ 7° l'impossibilité technique de vérifier l'absence de problème de qualité de tension lié au réseau de distribution [⁵ via le compteur communicant]⁵, rendant la demande d'indemnisation pour décrochage d'onduleur tel que visé à l'article 25sexies/1 du présent décret irrecevable.]⁴

[⁵ Le Gouvernement précise les modalités d'application du présent paragraphe, notamment les formalités à respecter pour refuser l'activation de la fonction communicante du compteur ou demander la désactivation de celle-ci]⁵]³.]¹

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(1)2018-07-19/38, art. 16, 032; En vigueur : 16-09-2018>

(2)2022-02-17/05, art. 7, 047; En vigueur : 01-09-2022>

(3)2022-05-05/38, art. 46, 049; En vigueur : 15-10-2022>

(4)2024-04-25/61, art. 17, 052; En vigueur : 14-10-2024>

(5)2025-12-19/70, art. 26, 054; En vigueur : 09-01-2026>

Article 38. [¹ § 1er.[⁵ Le]⁵ Gouvernement détermine les conditions d'attribution et fixe les modalités et la procédure d'octroi des certificats verts attribués à l'électricité verte produite en Région wallonne dans le respect des dispositions suivantes.

§ 2. Un certificat vert sera attribué pour un nombre de kWh produits correspondant à 1 MWh divisé par le taux d'économie de dioxyde de carbone.

Le taux d'économie de dioxyde de carbone est déterminé en divisant le gain en dioxyde de carbone réalisé par la filière envisagée par les émissions de dioxyde de carbone de la filière électrique classique dont les émissions sont définies et publiées annuellement par[⁵ l'Administration]⁵. Ce taux d'économie de dioxyde de carbone est limité à 1 pour la production générée par installation au-delà de la puissance de 5 MW. En dessous de ce seuil, il est plafonné à 2.

§ 3. Toutefois, lorsqu'une installation valorisant principalement de la biomasse à l'exception du bois, issue d'activités industrielles développées sur le lieu de l'installation de production, met en oeuvre un processus particulièrement innovant et s'inscrit dans une perspective de développement durable, le Gouvernement peut [⁵ ...]⁵ décider de limiter à 2 le taux d'économie de dioxyde de carbone pour l'ensemble de la production de l'installation résultant de la somme des puissances développées sur le même site de production, dans une limite inférieure à 20 MW.

§ 4. Les émissions de dioxyde de carbone envisagées aux paragraphes 2 et 3 sont celles produites par l'ensemble du cycle de production de l'électricité verte, englobant la production et le transport du combustible, les émissions lors de la combustion éventuelle et, le cas échéant, le traitement des déchets. Dans une installation hybride, il est tenu compte de l'ensemble des émissions de l'installation.

Les différents coefficients d'émission de dioxyde de carbone de chaque filière considérée sont approuvés par [⁵ ]⁵.

§ 5. [⁵ Le]⁵ Gouvernement peut diminuer le nombre de certificats verts octroyés conformément aux paragraphes 1er et 2 en fonction de l'âge de l'installation de production d'électricité verte, de sa rentabilité et de la filière de production.

§ 6. Par dérogation au paragraphe 2, le Gouvernement peut[⁵ ...]⁵ appliquer un coefficient multiplicateur, le cas échéant dégressif en fonction du temps, au nombre de certificats verts octroyés conformément aux paragraphes 1er et 2 pour l'électricité produite à partir de panneaux solaires photovoltaïques, selon les modalités qu'il détermine.

[²§ 6bis. Pour les installations autres que les installations photovoltaïques d'une puissance nette inférieure ou égale à 10 kW postérieures à la date d'entrée en vigueur du décret du 27 mars 2014 modifiant le décret du 12 avril 2001 relatif à l'organisation du marché régional de l'électricité en ce qui concerne la promotion des sources d'énergie renouvelables et de la cogénération de qualité, le Gouvernement[⁵ ...]⁵ peut moduler, pour les installations qu'il détermine, à la hausse ou à la baisse le nombre de certificats verts octroyés sur la base des paragraphes 1er et 2 en fonction de l'âge de l'installation de production d'électricité verte, de sa rentabilité et de la filière de production.

[³ Le taux d'octroi qui résulte de cette modulation ne peut dépasser un plafond de 2,5 certificats verts par MWh.]³

Le Gouvernement fixe un nombre maximum de certificats verts additionnels par an pour les nouvelles installations relevant de l'alinéa 1er. ]²

[⁶ § 6ter. Toute modulation à la baisse du nombre de certificats verts octroyés aux installations de production d'électricité verte, en cours de période d'octroi, est soumise aux conditions cumulatives suivantes :

1° les critères déterminant la modulation sont objectifs;

2° les critères déterminant la modulation sont d'application au moment de l'ouverture du droit à l'octroi de certificats verts;

3° la modulation ne compromet pas la viabilité économique des installations concernées.]⁶

§ 7.[⁵ L'Administration]⁵ attribue les certificats verts aux producteurs d'électricité verte. Ces certificats sont transmissibles.

§ 8. En ce qui concerne les installations de production hydroélectriques, de cogénération de qualité ou de production d'électricité à partir de biomasse, les certificats verts sont attribués à l'électricité produite par ces installations jusqu'à une puissance électrique de 20 MW.]¹

[⁴ § 9. Par dérogation au paragraphe 8, le Gouvernement peut lancer un appel à projet pour une ou plusieurs installations de production d'électricité à partir de biomasse solide dont la puissance installée est supérieure à 20 MW.

Les certificats verts sont attribués à l'électricité produite par les installations visées à l'alinéa 1er jusqu'à une puissance électrique de 200 MW selon les modalités fixées par le Gouvernement.]⁴

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(1)2007-10-04/38, art. 13, 005; En vigueur : 05-11-2007>

(2)2014-03-27/29, art. 2, 019; En vigueur : 17-04-2014>

(3)2014-03-27/29, art. 2, 019; En vigueur : 01-01-2015>

(4)2016-03-11/01, art. 1, 025; En vigueur : 01-04-2016>

(5)2019-01-31/22, art. 8, 035; En vigueur : 01-05-2019>

(6)2024-04-25/61, art. 32, 052; En vigueur : 14-10-2024>

Article 39. [¹ § 1er.[⁸ Le]⁸ Gouvernement fixe la quantité minimale et les caractéristiques des certificats verts qui doivent être remis à [⁸ ]⁸ par les gestionnaires de réseau, les fournisseurs, [² l'Administration ]² les détenteurs d'une licence limitée de fourniture en vue d'assurer leur propre fourniture [¹⁰ , les communautés d'énergie et les clients actifs agissant collectivement au sein d'un même bâtiment pour l'électricité consommée et provenant d'une activité de partage d'énergie, les clients actifs pour l'électricité échangée de pair-à-pair]¹⁰ [² et les autoproducteurs conventionnels en sorte de constamment couvrir une période totale de huit ans.]²

Le Gouvernement peut moduler la quantité minimale visée à l'alinéa 1er en fonction du niveau de consommation et de l'importance du coût du mécanisme de certificats verts dans les coûts de production des clients finals et moyennant un engagement pris par ces derniers en matière d'économie d'énergie. Cette modulation bénéficie directement aux clients en question [2 et ne peut pas excéder un volume correspondant à 22,5 pour cent du quota annuel de l'année en cours.]2 [¹¹ Le Gouvernement détermine les modalités de remboursement de la modulation de la quantité minimale visée à l'alinéa 1er erronément accordée à un client final ou un autoproducteur conventionnel ou à la suite de son retrait d'une communauté carbone ou à la suite de l'inexécution des obligations d'une convention carbone conclue conformément à l'article 34, alinéa 1er, 4°, du décret du 16 novembre 2023 Neutralité Carbone. Le remboursement n'est pas réalisé par l'intermédiaire des fournisseurs et est effectué au bénéfice de la surcharge visée à l'article 42bis.]¹¹

[⁷ A dater du premier jour du trimestre suivant l'entrée en vigueur du présent article, la fourniture d'électricité verte via une ligne directe est exonérée de l'obligation visée à l'alinéa 1er. Cette exonération est plafonnée à hauteur de 5 % du quota nominal de certificats verts de l'année en cours.]⁷

[⁹ Par dérogation à l'alinéa 3, lorsque le plafond de 5 % est atteint, l'exonération est diminuée de manière proportionnelle pour l'ensemble des fournitures d'électricité verte via ligne directe afin que le nombre total de certificats verts exonérés corresponde à ce plafond de 5 % .]⁹

[³ [⁴ ...]⁴

[⁵ ...]⁵]³

[² Le Gouvernement peut moduler la quantité minimale visée à l'alinéa 1er pour des raisons sociales. Cette modulation bénéficie directement aux clients finals résidentiels et ne peut pas excéder un volume correspondant à 0,5 pour cent du quota annuel de l'année en cours.]²

Les conditions et modalités selon lesquelles les certificats similaires octroyés aux producteurs d'électricité produite dans les autres Régions de la Belgique, dans les zones visées à l'article 6 de la loi, ou à l'étranger, peuvent être comptabilisés dans le quota mentionné à l'alinéa 1er, sont déterminées par le Gouvernement[⁸ ...]⁸.

[² La quantité minimale des certificats verts remis à [⁸ l'Administration]⁸ en application des [⁸ alinéas 1er à 5]⁸ est déterminée de manière à tendre à 20 pour cent d'énergie renouvelable dans la consommation finale d'énergie à l'horizon 2020, dont une contribution de 8 000 GWh d'électricité renouvelable produits en Wallonie, compte tenu de l'évolution du développement des filières de production d'énergie renouvelable ainsi que du contexte européen et belge en matière d'objectifs d'énergies renouvelables et de cogénération de qualité, de l'évolution du contexte socio-économique et des prix de l'énergie pour toutes les catégories de consommateurs dont les clients résidentiels. Le respect de cet objectif est contrôlé par le Gouvernement sur la base d'une évaluation réalisée par [⁸ l'Administration]⁸ selon les modalités qu'il détermine. Le cas échéant, le Gouvernement prend, [⁸ ...]⁸ les mesures correctives nécessaires tant vis-à-vis des clients protégés que des entreprises.

Pour la période postérieure à 2020, la quantité minimale des certificats verts qui doivent être remis à [⁸ l'Administration ]⁸ en application des [⁸ alinéas 1er à 5]⁸ est déterminée de manière à atteindre un objectif global de production d'énergie renouvelable fixé par le Gouvernement [⁸ ...]⁸.]²

[⁶ § 1erbis. Après avis de la CWaPE, le Gouvernement précise les critères et les procédures permettant de distinguer les notions de fourniture et d'autoproduction dans les cas où interviennent plusieurs parties.]⁶

§ 2. A défaut de remettre un nombre suffisant de certificats verts à [⁸ l'Administration ]⁸, les gestionnaires de réseau, les fournisseurs [² ,]² les détenteurs d'une licence limitée de fourniture en vue d'assurer leur propre fourniture [¹⁰ , les communautés d'énergie et les clients actifs agissant collectivement au sein d'un même bâtiment pour l'électricité consommée et provenant d'une activité de partage d'énergie, les clients actifs pour l'électricité échangée de pair-à-pair " sont insérés entre les mots " d'assurer leur propre fourniture]¹⁰ [² et les autoproducteurs conventionnels]² sont tenus de payer, par certificat vert manquant, une amende administrative dont le montant est déterminé par le Gouvernement.

Préalablement à l'application de l'amende administrative, [⁸ l'Administration ]⁸ établit une proposition de décision indiquant tous les éléments de calcul de son montant et la notifie à l'intéressé par les moyens fixés par le Gouvernement.

Celui-ci dispose de quinze jours ouvrables, à dater de la réception de la notification, pour faire valoir ses observations, qu'il adresse le cas échéant par les moyens fixés par le Gouvernement.]¹

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(1)2007-10-04/38, art. 14, 005; En vigueur : 05-11-2007>

(2)2014-03-27/29, art. 3, 019; En vigueur : 17-04-2014>

(3)2014-04-11/23, art. 47, 020; En vigueur : 01-07-2014>

(4)2016-03-11/01, art. 2, 025; En vigueur : 01-04-2016>