Loi du 9 juin 2023 modifiant : 1° la loi modifiée du 1er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité ; 2° la loi modifiée du 1er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel

Nous Henri, Grand-Duc de Luxembourg, Duc de Nassau,

Notre Conseil d’État entendu ;

De l’assentiment de la Chambre des Députés ;

Vu la décision de la Chambre des Députés du 16 mai 2023 et celle du Conseil d’État du 6 juin 2023 portant qu’il n’y a pas lieu à second vote ;

Avons ordonné et ordonnons :

Chapitre 1^er Modification de la loi modifiée du 1^er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité

Art. 1^er.

L’article 1^er de la loi modifiée du 1^er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité est modifié comme suit :

(1quater)

« acteur du marché » : toute personne physique ou morale qui produit, achète ou vend de l’électricité, qui participe à l’agrégation ou qui est un gestionnaire de la participation active de la demande ou de services de stockage de l’énergie, y compris la passation d’ordres, sur un ou plusieurs marchés de l’électricité, y compris des marchés de l’énergie d’équilibrage ;

(1undecies)

« activité principale » : une activité exercée par un gestionnaire de réseau sur base d’une obligation légale ou réglementaire, soumise à la surveillance ou au contrôle du régulateur, et ayant trait à l’établissement, l’exploitation, l’entretien ou le développement d’ouvrages électriques destinés au transport ou à la distribution d’électricité en ce compris les services accessoires et les services auxiliaires ;

(1duodecies)

« activité accessoire » : une activité exercée régulièrement par un gestionnaire de réseau qui n’est pas une activité principale ;

(1terdecies)

« agrégateur » : un acteur du marché qui pratique l’agrégation ;

(1quaterdecies)

« agrégateur indépendant » : un agrégateur qui n’est pas lié au fournisseur du client ;

(1quindecies)

« 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 ;

(3)

« centre de coordination régional » : une entité créée en vertu de l’article 35 du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité

(7bis)

« communauté énergétique » : une personne morale dont les membres ou actionnaires sont des personnes physiques ou morales, y inclus les autorités locales, à l’exclusion des entreprises qui occupent plus de 250 salariés ou dont le chiffre d’affaires annuel excède 50 millions d’euros ou dont le total du bilan annuel excède 43 millions d’euros. Les statuts d’une communauté énergétique précisent que son principal objectif est de proposer des avantages communautaires environnementaux, économiques ou sociaux à ses membres ou actionnaires ou aux territoires locaux où elle exerce ses activités, plutôt que de générer des profits financiers ;

(7ter)

« client actif » : un client final, ou un groupe de clients finals agissant conjointement, qui consomme ou stocke de l’électricité produite dans ses locaux, ou qui vend l’électricité qu’il a lui-même produite ou participe à des programmes de flexibilité ou d’efficacité énergétique, à condition que ces activités ne constituent pas son activité commerciale ou professionnelle principale ;

(10septies)

« communication de marché » : un échange, par le biais d’une communication électronique et standardisée, entre les gestionnaires de réseau et les acteurs du marché, de toutes les données et informations visées à l’article 27ter, paragraphe (3), alinéa 1^er, point c) ;

(10octies)

« composants pleinement intégrés au réseau » : des composants qui sont intégrés dans le réseau de transport ou de distribution, y compris des installations de stockage d’énergie, et qui sont utilisés à la seule fin d’assurer l’exploitation fiable et sûre du réseau de distribution ou de transport mais pas à des fins d’équilibrage ou de gestion de la congestion ;

(10nonies)

« 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 ;

(10decies)

« contrat d’électricité à tarification dynamique » : un contrat de fourniture d’électricité conclu entre un fournisseur et un client final qui reflète les variations de prix sur les marchés au comptant, y compris les marchés journaliers et infrajournaliers, à des intervalles équivalant au moins à la fréquence du règlement du marché ;

(11)

« coordinateur d’équilibre » : le gestionnaire de réseau de transport ou tout tiers désigné en vertu de l’article 33, paragraphe (1), dans le cadre des missions incombant aux gestionnaires de réseau de transport en application du règlement (UE) 2017/2195 de la Commission du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique ;

(13)

« efficacité énergétique » : le rapport entre les résultats, le service, la marchandise ou l’énergie que l’on obtient et l’énergie consacrée à cet effet ;

(13ter)

« échange de pair à pair d’électricité renouvelable » : la vente d’électricité renouvelable entre acteurs du marché sur la base d’un contrat contenant des conditions préétablies régissant l’exécution et le règlement automatiques de la transaction soit directement entre les acteurs du marché, soit indirectement par l’intermédiaire d’un acteur du marché tiers. Le droit d’effectuer des échanges de pair à pair d’électricité renouvelable est sans préjudice des droits et obligations des parties concernées en tant que clients finals, producteurs, fournisseurs ou agrégateurs ;

(18bis)

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

(18ter)

« énergie d’équilibrage » : l’énergie utilisée par un gestionnaire de réseau de transport aux fins de l’équilibrage ;

(20ter)

« fournisseur de service de charge » : un fournisseur de service de mobilité proposant à l’utilisateur d’un véhicule électrique un service de charge sur l’infrastructure de charge publique. Il est contractuellement lié à l’opérateur de l’infrastructure de charge publique qui lui facture des tarifs d’utilisation de l’infrastructure de charge publique ;

(20quater)

« fournisseur de service de mobilité » : un prestataire de services qui offre des services de mobilité pour les utilisateurs de véhicules électriques y inclus des services d’accès à la charge. La fourniture de services d’accès à la charge n’est pas considérée comme fourniture dans le sens de la présente loi ;

N’est pas considérée comme activité de fourniture l’achat et la vente d’énergie électrique par les gestionnaires de réseau nécessaires à des fins d’équilibrage et de compensation des pertes de réseau ou le partage d’énergie électrique ;

(25bis)

« REGRT pour l’électricité » : réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité institué par le règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité ;

(25ter)

« entité des GRD de l’Union » : entité des gestionnaires de réseau de distribution de l’Union européenne instituée par le règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité ;

(25quater)

« infrastructure de charge publique » : l’infrastructure nationale de bornes de charge publiques pour véhicules électriques, assortie d’un système central commun permettant la communication de données entre les bornes et les fournisseurs de service de charge, déployée, gérée et exploitée conformément aux dispositions relatives à la mission de service public d’opérateur de l’infrastructure de charge publique. Les bornes constituant l’infrastructure de charge publique sont d’utilité publique ;

(28ter)

« marchés de l’électricité » : les marchés pour l’électricité, y compris les marchés de gré à gré et les marchés organisés de l’électricité ;

(28quater)

« marchés organisés de l’électricité » : les places de marché organisé pour l’électricité, y compris les bourses de l’électricité, les marchés pour le commerce de l’énergie, les capacités, l’équilibrage et les services auxiliaires à différents délais de transaction, y compris les marchés à terme, à un jour et à moins d’un jour tels que définis à l’article 2, point 4), du règlement d’exécution (UE) n° 1348/2014 de la Commission du 17 décembre 2014 concernant la déclaration des données en application de l’article 8, paragraphes 2 et 6, du règlement (UE) n° 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie ;

(29bis)

« opérateur d’infrastructure de charge » : une personne physique ou morale qui exploite une infrastructure de charge pour véhicules électriques pour le compte d’un tiers ou pour son propre compte ;

(29ter)

« opérateur de l’infrastructure de charge publique » : un opérateur d’infrastructure de charge exécutant, en vertu de l’article 33bis ou de l’article 27, paragraphe (13), le service public de déploiement, gestion et exploitation de l’infrastructure de charge publique ;

(31ter)

« partage d’énergie électrique » : allocation à granularité quart-horaire d’électricité produite au sein de clients actifs agissant conjointement ou d’autoconsommateurs d’énergies renouvelables agissant de manière collective ou au sein d’une communauté énergétique à d’autres clients actifs ou autoconsommateurs agissant de manière collective ou membres d’une communauté énergétique ;

(31quater)

« participation active de la demande » : le changement qu’apporte le client final à sa charge d’électricité par rapport à son profil de consommation habituel ou actuel pour réagir aux signaux du marché, y compris à des variations de prix de l’électricité en fonction du moment ou des incitations financières, ou pour réagir à l’acceptation de l’offre du client final de vendre, seul ou par le biais de l’agrégation, une réduction ou une augmentation de la demande à un prix déterminé sur un marché organisé de l’électricité ;

(32bis)

« petite entreprise » : une entreprise qui emploie moins de cinquante personnes et dont le chiffre d’affaires annuel ou le total du bilan annuel n’excède pas 10 millions d’euros ;

(41quater)

« projet à caractère expérimental » : un projet auquel a été conféré le statut de projet à caractère expérimental par décision du régulateur en vertu de l’article 8septies ;

(45)

« responsable d’équilibre » : un acteur du marché ou son représentant désigné qui est responsable de ses déséquilibres sur le marché de l’électricité

(47quinquies)

« service auxiliaire non lié au réglage de la fréquence » : un service utilisé par un gestionnaire de réseau pour le réglage de la tension en régime permanent, l’injection rapide de puissance réactive, l’inertie aux fins de la stabilité locale du réseau, le courant de court-circuit, la capacité de démarrage autonome et la capacité d’îlotage ;

(47sexies)

« service de flexibilité » : un service fourni par un acteur du marché basé sur la modulation des profils d’injection ou de prélèvement en réaction à un signal externe qui peut être lié à un prix de l’électricité ou à une activation. Les paramètres utilisés pour caractériser la flexibilité peuvent inclure la hauteur de la puissance modulée, la durée, le taux de changement, le temps de réponse et la localisation ;

(47septies)

« services de flexibilité technique » : des services de flexibilité utilisés par les gestionnaires de réseaux pour assurer le bon fonctionnement du système. Ces services englobent les services auxiliaires et les services liés à la gestion de la congestion et contribuent à la fiabilité du système ;

les termes la consommation d’énergie sont remplacés par les termes l’électricité injectée dans le réseau ou l’électricité prélevée du réseau ; les termes peut transmettre et recevoir des données en utilisant une forme de communication électronique sont remplacés par les termes est capable de transmettre et de recevoir des données à des fins d’information, de surveillance et de contrôle en utilisant une forme de communication électronique.

(49ter)

« stockage d’énergie » : dans le système électrique, le report de l’utilisation finale de l’électricité à un moment postérieur à celui auquel elle a été produite, ou la conversion de l’énergie électrique en une forme d’énergie qui peut être stockée, la conservation de cette énergie et la reconversion ultérieure de celle-ci en énergie électrique ou son utilisation en tant qu’autre vecteur d’énergie ;

(49quater)

« installation de stockage d’énergie » : dans le système électrique, une installation où est stockée de l’énergie ;

Art. 2.

L’article 2 de la même loi est modifié comme suit :

La lettre a) est remplacée comme suit :

respecter les dispositions de l’article 48

Les lettres b) et c) sont supprimées ;

La lettre d) est remplacée comme suit :

assurer que les systèmes de paiement anticipé proposés sont équitables et reflètent de manière appropriée la consommation probable. Les clients résidentiels qui ont accès à des systèmes de prépaiement ne sont pas désavantagés par les systèmes de prépaiement ;

À la lettre f), les termes n’aient rien à payer lorsqu’ils changent de fournisseur et sont supprimés ;

À la lettre g), les termes fournisseur de services énergétiques sont remplacés par le terme tiers ; La lettre h) est supprimée.

À la lettre d), la deuxième phrase est remplacée comme suit :

Dans ce cas, le fournisseur est habilité à appliquer de sa propre initiative ou sur demande de l’office social une facturation avec prépaiement jusqu’au règlement entier de la dette.

Une nouvelle lettre g) est ajoutée à la fin avec la teneur suivante :

Les fournisseurs informent les clients résidentiels sur les mesures alternatives à l’interruption de fourniture suffisamment longtemps avant l’interruption prévue. Ces mesures alternatives font référence à des audits énergétiques, à des services de conseil énergétique, à des plans de paiement alternatifs, à des conseils en gestion de dette ou à des moratoires en ce qui concerne l’interruption de fourniture, et n’induisent pas de coût supplémentaire pour les clients confrontés à une interruption de fourniture.

Art. 3.

L’article 4 de la même loi est modifié comme suit :

(1)

Tout client final qui n’a pas encore de fournisseur attribué en vertu d’un contrat de fourniture d’électricité ou un client résidentiel qui n’a obtenu l’accord d’aucun fournisseur moyennant un produit standard d’électricité est fourni par un fournisseur par défaut.

À l’expiration de la durée maximale de la fourniture par défaut, définie par le régulateur selon les modalités du paragraphe (2), le fournisseur par défaut est obligé de fournir, selon les modalités d’un produit standard d’électricité spécifique dont les conditions et prix sont approuvés par le régulateur, le client résidentiel qui démontre qu’il n’a obtenu l’accord d’aucun fournisseur en vue d’une fourniture moyennant un produit standard d’électricité. Le client résidentiel concerné continue à être alimenté par le fournisseur par défaut jusqu’au moment où le client résidentiel est fourni par un fournisseur de son choix. Les dispositions de l’article 2, paragraphe (8) continuent à s’appliquer.

(1bis)

Le régulateur lance, au moins tous les trois ans, une procédure d’appel public à candidature pour la désignation d’un fournisseur par défaut dans une zone donnée, qui est ouverte à tout fournisseur disposant des autorisations nécessaires pour opérer sur le marché de l’électricité luxembourgeois. L’appel public à candidature est assorti d’un cahier des charges qui contient notamment les modalités procédurales applicables, les critères de sélection ainsi que le prix à facturer pour la fourniture par défaut et, le cas échéant, la formule d’évolution de ce prix. Ce prix ou formule de prix tient compte des coûts élevés des fournitures non programmées.

Le régulateur désigne, pour une période de trois ans et pour une zone donnée, comme fournisseur par défaut, le fournisseur qui remplit les critères de sélection et qui s’engage à reverser au régulateur le montant unitaire le plus élevé pour chaque mégawattheure d’électricité fournie dans le cadre de la fourniture par défaut.

À l’alinéa 1^er, la deuxième phrase est complétée par les termes et ne doit pas dépasser le délai visé à l’article 19, paragraphe (4) ; À l’alinéa 1^er, la dernière phrase est supprimée ; L’alinéa 2 est supprimé.

(3bis)

Les fournisseurs désignés comme fournisseur par défaut sont tenus d’appliquer et de publier le prix à facturer pour la fourniture par défaut et, le cas échéant, la formule d’évolution de ce prix, tels que fixés dans le cahier des charges visé au paragraphe (1bis) du présent article. Ils publient leurs conditions générales pour la fourniture par défaut. Ces conditions doivent être transparentes, non discriminatoires et ne doivent pas empêcher l’ouverture du marché. Elles sont à soumettre à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57.

(5)

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

(6)

Les montants versés conformément au paragraphe (1bis) du présent article contribuent au financement des frais de fonctionnement du régulateur visés à l’article 62.

Art. 4.

L’article 5 de la même loi est modifié comme suit :

L’alinéa 1^er est sans préjudice de la possibilité, pour les gestionnaires de réseau de transport ou de distribution, de limiter la capacité de raccordement garantie ou de proposer des raccordements sous réserve de limitations opérationnelles afin de garantir la rentabilité des nouvelles installations de production ou de consommation ou des nouvelles installations de stockage d’énergie, à condition que de telles limitations aient été approuvées par le régulateur. Le régulateur veille à ce que toute limitation de la capacité de raccordement garantie ou limitation opérationnelle soit introduite sur la base de procédures transparentes et non discriminatoires et ne crée pas de barrières injustifiées à l’entrée sur le marché. Lorsque l’installation de production ou de consommation ou l’installation de stockage d’énergie supporte les coûts liés à la garantie de raccordement illimité, aucune limitation ne s’applique.

(6ter)

Les installations ou les unités de production agrégées des autoconsommateurs d’énergies renouvelables et les projets de démonstration d’une capacité électrique inférieure ou égale à 30 kW, ou équivalente pour le raccordement autres que les connexions triphasées, doivent être raccordés au réseau à la suite d’une demande simple au gestionnaire de réseau de distribution.

Pour des raisons de sécurité dûment justifiées et reconnues par le régulateur, le gestionnaire de réseau de distribution peut, dans un délai d’un mois suivant la demande, rejeter la demande de connexion au réseau ou proposer un autre point de connexion au réseau pour des raisons de sécurité justifiées ou du fait d’une incompatibilité technique des composants du système ou d’une non-conformité avec les conditions techniques de raccordement visées à l’article 5, paragraphe (2). En cas de décision positive de la part du gestionnaire de réseau de distribution ou en l’absence de décision de sa part dans un délai d’un mois suivant la demande, l’installation ou l’unité de production agrégée peut être connectée. À partir de la présentation par le demandeur de tous les permis et autorisations requis en la matière, le raccordement doit être réalisé par le gestionnaire de réseau de distribution au plus tard dans un délai de trente jours ouvrables sauf dans le cas de conditions exceptionnelles dûment justifiées et reconnues par le régulateur

Art. 5.

L’article 6 de la même loi est modifié comme suit :

1. Le paragraphe 1^er, est modifié comme suit :

À la première phrase, les termes gestionnaires de réseau et les fournisseurs sont remplacés par les termes entreprises d’électricité. La deuxième phrase est supprimée.

(3)

Les clients finals ont accès à des mécanismes extrajudiciaires simples, équitables, transparents, indépendants, efficaces et efficients pour le règlement de litiges ayant trait aux droits et obligations établis au titre de la présente loi, par l’intermédiaire du régulateur qui les met en place et y agit comme médiateur. Ces mécanismes permettent un règlement équitable et rapide des litiges et respectent les principes énoncés dans le Code de la consommation et notamment son livre 4. Ils prévoient, lorsque cela se justifie, des systèmes de remboursement et de compensation. La participation des entreprises d’électricité à des mécanismes de règlement extrajudiciaire des litiges qui concernent des clients résidentiels est obligatoire.

Art. 6.

À l’article 8 de la même loi, les paragraphes 1^er et 2 sont remplacés comme suit :

(1)

Un règlement grand-ducal détermine des critères de dimensionnement minimaux des réseaux de distribution en basse et moyenne tension qui sont à respecter par les gestionnaires de réseau de distribution lors de la planification, du développement et du renouvellement du réseau conformément à l’article 9, paragraphes (3) à (5) ainsi que dans le plan de développement du réseau visé par l’article 27bis, paragraphes (8) et (9). Ces critères définissent les niveaux de capacité de raccordement minimale disponible pour le prélèvement et l’injection d’électricité, le facteur de simultanéité ou la topologie du réseau. Ils peuvent varier en fonction des types de zones prévues dans les plans d’aménagement généraux des communes, de la taille ou de la densité d’une telle zone, du niveau de tension, de l’activité existante ou prévue dans la zone et de l’utilisation finale des raccordements en question, telle que l’habitation, le commerce, l’artisanat, les différentes infrastructures publiques, les points de recharge de véhicules électriques ou toute autre utilisation justifiant une considération particulière.

Les critères de dimensionnement minimaux s’appliquent à tout nouveau développement de réseau, ainsi qu’aux extensions et renforcements de réseaux existants.

(2)

Les gestionnaires de réseau établissent conjointement les prescriptions techniques fixant les exigences techniques minimales de conception, de construction, de fonctionnement ou d’exploitation en matière de réseaux, de circuits d’interconnexions et de lignes directes, de raccordement d’installations de prélèvement ou de production ainsi que d’ouvrages électriques de clients directement connectés. Dans la mesure du nécessaire, les gestionnaires de réseau se concertent à cette fin avec les gestionnaires des réseaux des pays limitrophes. Ces prescriptions techniques doivent assurer l’interopérabilité des réseaux, respecter les critères de dimensionnement visés au paragraphe (1) et être objectives et non discriminatoires. Elles sont soumises à la procédure d’acceptation, intervenant après consultation, conformément à l’article 57.

Art. 7.

L’article 8bis de la même loi est remplacé comme suit :

Art. 8 *bis*.

(1)

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

(2)

Le client actif est autorisé à :

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

(3)

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

(4)

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

(5)

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

(6)

L’installation de l’autoconsommateur d’énergies renouvelables peut être la propriété d’un tiers ou être gérée par un tiers en vertu du paragraphe (2), point d). Dans ce cas, le tiers n’est pas considéré comme un autoconsommateur d’énergies renouvelables et l’autoconsommateur d’énergies renouvelables lui-même reste responsable de l’injection de l’électricité renouvelable dans le réseau et garde tous ses droits et obligations en tant qu’utilisateur du réseau.

Art. 8.

L’article 8ter de la même loi est modifié comme suit :

pour chaque utilisateur du réseau, une indication de ses activités de consommation, de production ou de stockage, ainsi que les caractéristiques techniques des installations concernées ;

(4)

Le partage d’électricité renouvelable entre plusieurs points de fourniture d’un même utilisateur du réseau raccordés au réseau basse tension d’un seul gestionnaire de réseau de distribution est assimilé à l’autoconsommation collective. De ce fait, un tel utilisateur du réseau peut conclure une convention avec le gestionnaire de réseau de distribution concerné conformément au paragraphe (3).

(5)

Le partage d’électricité renouvelable entre trois utilisateurs du réseau au maximum raccordés au réseau basse tension d’un seul gestionnaire de réseau de distribution lorsque la distance qui sépare les deux points d’injection ou de prélèvement les plus éloignés n’excède pas 100 mètres, est assimilé à l’autoconsommation collective. De ce fait, de tels utilisateurs du réseau peuvent conclure une convention avec le gestionnaire de réseau de distribution concerné conformément au paragraphe (3).

Art. 9.

L’article 8quater de la même loi est remplacé comme suit :

Art. 8 *quater*.

(1)

Une communauté énergétique est autorisée à :

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

(2)

La participation d’un utilisateur du réseau en tant que membre ou actionnaire d’une communauté énergétique est volontaire et ne porte pas atteinte à ses droits et obligations en tant que client final.

Les communautés énergétiques bénéficient d’un traitement non discriminatoire et proportionné en ce qui concerne leurs activités, droits et obligations en tant que clients finals, producteurs, fournisseurs ou agrégateurs.

(3)

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

(4)

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

(5)

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

(6)

La communauté énergétique est autorisée à déléguer l’allocation des quantités d’énergie électrique à ses membres visée au paragraphe (5) à un prestataire de service.

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

(7)

La communauté énergétique, ses membres ou ses actionnaires, lorsqu’ils sont des utilisateurs du réseau qui prélèvent de l’électricité du réseau, concluent individuellement un contrat de fourniture avec le fournisseur de leur choix nonobstant un éventuel partage d’énergie électrique au sein de la communauté.

La communauté énergétique, ses membres ou ses actionnaires, lorsqu’ils sont des utilisateurs du réseau qui injectent de l’électricité dans le réseau, sont autorisés à vendre cette électricité via des fournisseurs individuels ou via un fournisseur commun, nonobstant un éventuel partage d’énergie électrique au sein de la communauté énergétique. L’électricité qui ne fait pas l’objet de partage d’énergie électrique et qui est injectée dans le réseau est, le cas échéant, rémunérée conformément à la loi modifiée du 5 août 1993 concernant l’utilisation rationnelle de l’Énergie. Ils peuvent également vendre leur production d’électricité qui ne fait pas l’objet de partage d’énergie électrique et qui est injectée dans le réseau par des accords d’achat d’électricité, sous réserve qu’ils soient financièrement responsables des déséquilibres qu’ils provoquent sur le système électrique. En ce sens, ils assurent la fonction de responsable d’équilibre, ou délèguent leur responsabilité en matière d’équilibre, conformément à l’article 33.

La communauté énergétique, ses membres ou ses actionnaires en tant que clients actifs, lorsqu’ils vendent leur production d’électricité sur le marché de l’électricité ou par accord d’achat d’électricité à des clients finals sans passer via un fournisseur, doivent être titulaires d’une autorisation de fourniture telle que visée à l’article 46.

(8)

Le gestionnaire de réseau de distribution concerné ou, en cas de fourniture intégrée, le ou les fournisseurs respectifs, facturent les frais d’utilisation du réseau et des services accessoires visés à l’article 20, la contribution due pour le mécanisme de compensation visée à l’article 7 ainsi que la taxe « électricité » visée à l’article 66 en prenant en compte le même modèle de répartition visé au paragraphe (5).

(9)

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

l’identité et l’adresse des membres ou actionnaires de la communauté énergétique et qui participent au partage d’énergie électrique en tant qu’utilisateurs du réseau ; pour chacun de ces utilisateurs du réseau, une indication de leurs activités de consommation, de production ou de stockage, ainsi que les caractéristiques techniques des installations concernées ; la clé de répartition appliquée pour le partage de l’énergie produite.

La convention est à adapter à chaque fois qu’un membre ou actionnaire de la communauté énergétique participant au partage d’énergie électrique, les installations concernées ou la clé de répartition changent.

(10)

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

Ce bilan énergétique est à établir par le gestionnaire de réseau concerné. Dans les cas où les membres ou actionnaires de la communauté énergétique sont raccordés à des réseaux gérés par plusieurs gestionnaires de réseau, la communauté énergétique peut établir elle-même le bilan énergétique ou bien déléguer l’allocation des quantités d’énergie électrique visée au paragraphe (5) à un tiers ou à un des gestionnaires de réseau concernés sous réserve de l’accord de tous les gestionnaires de réseau impliqués. Dans le cas où une communauté énergétique entend définir un autre modèle de répartition que le modèle simple prévu au paragraphe (5), le bilan est établi par la communauté énergétique ou par un tiers désigné par elle.

(11)

La constitution et la dissolution d’une communauté énergétique sont à notifier au régulateur moyennant un formulaire de notification qu’il met à disposition à cette fin.

Une activité de partage d’énergie électrique qu’une communauté énergétique compte organiser entre ses membres ou actionnaires et la cessation définitive d’une telle activité de partage ainsi que tout changement de la composition des membres ou actionnaires qui participent au partage au sein de la communauté sont à déclarer au régulateur ainsi qu’au gestionnaire de réseau et aux fournisseurs concernés au plus tard à l’évènement.

(12)

Une communauté d’énergie renouvelable constituée en vertu de l’ancien article 8quater tel qu’introduit par la loi du 3 février 2021 modifiant la loi modifiée du 1^er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité est réputée être une communauté énergétique dont les installations de production sont toutes basées sur des énergies renouvelables. Leur existence n’est pas remise en cause avec les dispositions du présent article.

Art. 10.

L’article 8quinquies de la même loi est remplacé comme suit :

Art. 8 *quinquies*.

Chaque utilisateur du réseau est autorisé à exploiter une installation de stockage d’énergie dans les limites de puissance et de capacité et selon les conditions d’exploitation à arrêter par le régulateur après consultation organisée conformément à l’article 59. Ces conditions n’empêchent pas qu’un utilisateur du réseau puisse fournir plusieurs services simultanément, si cela est techniquement réalisable et sous réserve de toutes les autorisations éventuellement requises.

L’utilisateur du réseau qui exploite une installation de stockage d’énergie n’est soumis à aucune redevance en double, y compris les redevances d’accès au réseau, pour l’électricité stockée qui reste dans ses locaux ou lorsqu’il fournit des services de flexibilité aux gestionnaires du réseau.

Un client actif propriétaire d’une installation de stockage d’énergie est raccordé au réseau par le gestionnaire de réseau concerné dans un délai raisonnable, ne pouvant dépasser quatre-vingt-dix jours, après sa demande, pour autant que toutes les conditions requises telles que la responsabilité en matière d’équilibrage et de compteurs adéquats soient remplies.

Art. 11.

Au chapitre II de la même loi, il est inséré une section IX nouvelle comprenant un article 8sexies nouveau, libellés comme suit :

Section IX. Participation active de la demande et agrégation

Art. 8 *sexies*.

(1)

Tous les clients finals, y compris ceux qui offrent la participation active de la demande par l’agrégation, peuvent participer d’une manière non discriminatoire, aux côtés des producteurs d’électricité, à tous les marchés de l’électricité. En particulier, ils sont autorisés à conclure un contrat d’agrégation sans le consentement des autres entreprises d’électricité avec lesquelles ils ont un 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.

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.

(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.

(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 :

des règles non discriminatoires et transparentes qui attribuent clairement à toutes les entreprises d’électricité et tous les clients leurs rôles et responsabilités ; 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 ; un mécanisme de résolution des conflits entre les agrégateurs et les autres acteurs du marché, y compris la responsabilité en matière de déséquilibres ; 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.

Le ministre peut demander au régulateur de reconsidérer sa décision conformément à la procédure prévue à l’article 54, paragraphe (8).

(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 1^er janvier 2026, peuvent se voir imposer de contribuer à une telle compensation, mais uniquement dans les cas et dans la mesure où les bénéfices pour tous les fournisseurs, les clients et leurs responsables d’équilibre ne dépassent pas les coûts directs qu’ils ont supportés.

(5)

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

(6)

Les agrégateurs mettent à disposition de leurs clients des factures et des informations relatives à la facturation et aux services prestés qui sont précises, claires, concises et faciles à comprendre. 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.

Le régulateur précise la forme, le contenu et les modalités de facturation par les agrégateurs concernant les services qu’ils fournissent ainsi que les redevances et taxes qui s’appliquent. Ces précisions sont arrêtées par lui sous forme de règlement après consultation organisée conformément à l’article 59.

(7)

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

(8)

Chaque agrégateur établit et transmet au régulateur, selon les détails et aux échéances fixées par ce dernier, un rapport annuel concernant ses activités au Grand-Duché de Luxembourg.

Art. 12.

Au chapitre II de la même loi, il est inséré une section X nouvelle comprenant un article 8septies nouveau, libellés comme suit :

Section X. Projets à caractère expérimental

Art. 8 *septies*.

(1)

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

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 ; Le projet poursuit des objectifs clairement définis et est fondé sur une approche et un suivi scientifiques ; Le projet implique des acteurs ayant les capacités techniques, professionnelles et organisationnelles requises pour mettre en œuvre les objectifs du projet.

(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 :

La nécessité des dérogations demandées est justifiée par rapport aux objectifs du projet ; La durée de la dérogation est justifiée par rapport aux objectifs du projet ; Le champ d’application de la dérogation est limité au moins par l’un des trois critères suivants : la dérogation n’impacte pas plus de mille utilisateurs du réseau ; la dérogation s’applique à une surface n’excédant pas dix kilomètres carrés ; la dérogation se rapporte à une consommation finale d’électricité n’excédant pas soixante gigawattheures par an.

La dérogation ne contrevient pas au bon accomplissement des missions des gestionnaires de réseau et ne porte pas atteinte à la sécurité et à la sûreté des réseaux ou à la qualité de leur fonctionnement.

Le porteur de projet peut, au moment de sa demande visée au paragraphe (1) ou à tout moment ultérieur, demander au régulateur d’accorder l’approvisionnement de clients résidentiels participant à leur projet à caractère expérimental avec un produit d’électricité autre qu’un produit standard d’électricité. Le régulateur en approuve les conditions qui sont communiquées de manière transparente aux utilisateurs du réseau concernés.

Les dérogations visées aux alinéas 1^er et 2 sont accordées pour une durée maximale de trois ans. Sur demande motivée du porteur de projet, elles peuvent être prorogées pour une nouvelle période de trois ans au maximum.

(3)

Le régulateur informe sans délai le ministre de la réception d’une demande visée au paragraphe (1) ou au paragraphe (2) et lui en fait parvenir une copie.

(4)

Le régulateur prend sa décision dans les deux mois après réception de la demande visée au paragraphe (1) ou (2) ou après réception des informations complémentaires éventuellement demandées par lui. Au besoin, il y adapte les éléments de la demande visés au paragraphe (2), alinéa 1^er, points c) et d), dans le respect des limites y fixées, aux circonstances du projet.

Le régulateur détermine dans sa décision les données à partager le cas échéant avec des acteurs de la recherche et à publier selon les principes des données publiques ouvertes.

Toute décision de refus ainsi que toute décision contenant des adaptations du champ d’application du projet sont motivées.

Le régulateur publie sa décision au Journal officiel du Grand-Duché de Luxembourg ainsi que sur son site internet, sans préjudice de la protection de données confidentielles, qui seront le cas échéant effacées, et notifie ladite décision au demandeur.

La décision prévue à l’alinéa 1^er produit ses effets quarante jours après sa publication.

(5)

Le porteur du projet notifie une copie de la décision du régulateur aux utilisateurs du réseau impactés par le projet à caractère expérimental et les informe de manière claire et compréhensible des dérogations accordées ainsi que de leurs implications sur la situation de ces-derniers au moins trente jours avant la mise en application des dérogations.

L’utilisateur du réseau impacté a le droit de s’exclure du champ d’application des dérogations à tout moment en adressant une notification d’exclusion expresse au porteur du projet ainsi qu’au régulateur. Ces modalités relatives au droit d’exclusion sont précisées dans la décision du régulateur ainsi que dans le courrier d’information visé à l’alinéa 1^er. Le porteur du projet informe le régulateur de toute notification d’exclusion lui adressée.

Si l’utilisateur de réseau a été valablement informé des dérogations et n’a pas procédé à une notification d’exclusion endéans le délai de trente jours prévue à l’alinéa 1^er, il ne peut prétendre à aucun dédommagement sur base de l’application des dérogations accordées.

(6)

Le porteur de projet rapporte, selon des modalités définies par le régulateur dans sa décision visée au paragraphe (4), le progrès et les résultats du projet. Ces modalités incluent au moins un rapport intermédiaire et un rapport final. Ces rapports sont publiés sur les sites internet du porteur de projet et du régulateur, sans préjudice de la protection de données confidentielles qui seront le cas échéant effacées.

(7)

Dans son rapport annuel visé à l’article 54, paragraphe (3), le régulateur inclut un chapitre traitant des projets à caractère expérimental dans lequel il formule des recommandations pour de possibles adaptations réglementaires et légales découlant des résultats des projets à caractère expérimental.

Art. 13.

L’article 9 de la même loi est modifié comme suit :

À la lettre c), les termes les services auxiliaires sont remplacés par les termes les services de flexibilité technique et les termes en réponse à la demande sont remplacés par les termes par la participation active de la demande et par les installations de stockage d’énergie. Après la lettre e), sont insérées les lettres f) et g) nouvelles, libellées comme suit :

acquérir des services de flexibilité technique afin de garantir la sécurité d’exploitation ; 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.

À la première phrase, les termes et exceptionnelles sont insérés entre les termes les circonstances prévisibles et les termes dans lesquelles la sécurité d’exploitation ; La dernière phrase et les lettres a) à c) de l’alinéa 1^er ainsi que l’alinéa 2 sont supprimés.

Art. 14.

L’article 11 de la même loi est modifié comme suit :

À cette fin, les gestionnaires de réseau établissent un plan décennal de développement de leur réseau conformément aux dispositions prévues à l’article 27bis.

Art. 15.

À l’article 13 de la même loi, le paragraphe 1^er est remplacé comme suit :

(1)

En cas de crise soudaine sur le marché de l’électricité et en cas de menace réelle et imminente pour la sécurité d’approvisionnement du territoire du Grand-Duché de Luxembourg, la sécurité physique ou la sûreté des personnes, des appareils ou installations, des ouvrages électriques ou pour l’intégrité des réseaux, des mesures de réduction de consommation, de réduction d’exportation aux points d’interconnexion et de déconnexion technique d’une partie du réseau d’électricité peuvent être prises par règlement grand-ducal après avoir demandé les avis du Commissaire du Gouvernement à l’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.

Art. 16.

L’article 15 de la même loi est modifié comme suit :

contribution de la capacité de production à la réalisation de l’objectif général de l’Union européenne consistant à atteindre une part d’au moins 32% d’énergie produite à partir de sources d’énergie renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie de l’Union européenne en 2030, visé à l’article 3, paragraphe 1^er, 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 ;

alternatives à la construction de nouvelles capacités de production, telles que des solutions de participation active de la demande et de stockage d’énergie.

Art. 17.

L’article 16 de la même loi est modifié comme suit :

Art. 18.

L’article 17 de la même est modifié comme suit :

Art. 19.

L’article 19 de la même loi est modifié comme suit :

(4)

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

(5)

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

(6)

Lorsqu’un client final souhaite conclure un contrat d’agrégation, il a le droit de le faire sans le consentement des entreprises d’électricité ayant un contrat avec lui.

Les agrégateurs informent pleinement les clients des conditions des contrats qu’ils leur proposent.

(7)

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

(8)

Les droits visés aux paragraphes (6) et (7) sont accordés aux clients finals, sans discrimination en matière de coût, d’efforts et de temps et les clients finals ne sont pas soumis à des exigences techniques et administratives, des procédures ou des redevances discriminatoires de la part de leur fournisseur selon qu’ils ont ou non un contrat avec un agrégateur.

Art. 20.

L’article 20 de la même loi est modifié comme suit :

L’alinéa 1^er est remplacé comme suit :

Le régulateur arrête selon des critères transparents les méthodes de calcul des tarifs d’utilisation des réseaux de transport, de distribution et industriels ainsi que des services accessoires. Ces méthodes décrivent la détermination des coûts à transposer en tarifs ainsi que la structure des tarifs. Les méthodes traitent les amortissements calculés sur la base des investissements réalisés, la durée d’utilisation usuelle des installations, des frais d’exploitation et la rémunération appropriée des capitaux.

À l’alinéa 2, la deuxième phrase est remplacée comme suit :

Le régulateur veille à ce que les tarifs permettent d’améliorer la participation du consommateur à l’efficacité du système, y compris à la participation active de la demande, à la production distribuée, à l’autoconsommation, au partage d’énergie électrique et aux effacements de consommations.

À l’alinéa 2, troisième phrase, les termes gestion de la demande sont remplacés par les termes participation active de la demande.

(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.

(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.

(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.

(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.