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

L’électricité renouvelable qu’un autoconsommateur d’énergie renouvelable a lui-même produite et qui reste dans ses locaux, y compris après une période de stockage, ne peut pas être sujette à des tarifs d’utilisation du réseau, sans préjudice de la possibilité pour le régulateur de prévoir dans la méthode visée au paragraphe (1) des tarifs pour rémunérer la puissance mise à disposition de l’autoconsommateur par le réseau. Cette disposition s’applique également à l’électricité renouvelable produite et partagée au sein d’une communauté énergétique entre des points de fourniture qui sont tous raccordés au réseau basse tension d’un seul gestionnaire de réseau de distribution et dont la distance séparant les deux points d’injection ou de prélèvement les plus éloignés n’excède pas 300 mètres. Elle s’applique de même à l’électricité renouvelable produite et autoconsommée par un utilisateur du réseau visé à l’article 8ter, paragraphe (4) dans la mesure où la distance qui sépare les points de fourniture concernés n’excède pas 100 mètres ou encore par des autoconsommateurs d’énergies renouvelables agissant de manière collective, y inclus le cas de figure visé à l’article 8ter, paragraphe (5). Elle s’applique encore à la fourniture d’électricité renouvelable à un ou plusieurs utilisateurs du réseau d’un même immeuble se trouvant derrière un même point de raccordement par un utilisateur du réseau du même immeuble se trouvant derrière ce même point de raccordement qui l’a lui-même produite sur ce même immeuble.

Les communautés d’énergie renouvelable constituées en vertu de l’ancien article 8quater tel qu’introduit par la loi du 3 février 2021 modifiant la loi modifiée du 1^er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité, sont réputées être des communautés énergétiques auxquelles s’appliquent la disposition relative aux tarifs d’utilisation du réseau visée à l’alinéa 2 même si la prescription d’un éloignement maximal de 300 mètres n’est pas respectée.

Dans tous les autres cas, les activités de partage se font sans préjudice des redevances d’accès au réseau, tarifs et prélèvements applicables, conformément à une analyse coûts-avantages transparente des ressources énergétiques distribuées élaborée par le régulateur.

L’alinéa 1^er est remplacé par trois alinéas, libellés comme suit :

Chaque gestionnaire de réseau définit dans sa zone de réglage pour chaque niveau de tension une proposition concernant les conditions générales d’utilisation du réseau réglant les relations avec ses clients finals qu’il soumet à la procédure d’acceptation, intervenant après consultation, conformément à l’article 57.

Lorsque plusieurs gestionnaires de réseau sont situés dans une même zone de réglage, une proposition commune de conditions générales d’utilisation du réseau réglant les relations avec les clients finals, est élaborée en coordination étroite, par les gestionnaires de réseau concernés qu’ils soumettent conjointement à la procédure d’acceptation, intervenant après consultation, conformément à l’article 57.

Après acceptation et publication par le régulateur de ces conditions générales au Journal officiel du Grand-Duché de Luxembourg, celles-ci sont réputées avoir été portées à la connaissance de tous les concernés et leur sont opposables.

L’alinéa 2, qui devient le nouvel alinéa 4, est complété par la phrase suivante :

« Toute utilisation du réseau s’entend comme acceptation par l’utilisateur du réseau des conditions générales d’utilisation du réseau. » ;

À l’alinéa 3, lettre b), les termes la responsabilité d’équilibre et sont insérés entre les termes principes concernant et les termes le rattachement ; À l’alinéa 3, la lettre e) est complétée par les termes , y compris des données à caractère personnel ; À l’alinéa 3, lettre f), les termes de facturation et sont insérés entre le terme modalités et les termes de paiement ; L’alinéa 3 est complété par les deux lettres k) et l) nouvelles, libellées comme suit :

description des services fournis, y compris l’acheminement de l’énergie électrique à destination ou au départ du point de fourniture de l’utilisateur du réseau ; droits et obligations des parties.

Art. 21.

Après l’article 20 de la même loi, il est inséré un article 20bis nouveau, libellé comme suit :

« Art. 20bis.

(1)

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

toute activité accessoire en relation avec l’activité principale dont l’exercice est imposé aux gestionnaires de réseau par une disposition légale ou réglementaire ; toute activité accessoire exercée par un gestionnaire de réseau en raison de la nécessité pour le gestionnaire de réseau de l’exercer pour s’acquitter de ses obligations au titre de la présente loi ou du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité ; toute activité accessoire consistant dans le fait d’être propriétaire de réseaux autres que les réseaux d’électricité, de les développer, de les gérer ou de les exploiter ; l’activité accessoire consistant dans le fait d’être propriétaire d’installations de stockage d’énergie de les développer, de les gérer ou de les exploiter conformément à l’article 28ter ; l’activité accessoire consistant dans le fait d’être propriétaire d’une infrastructure de charge publique dans les cas prévus et conformément à l’article 27, paragraphe (13), de la déployer, de la gérer, de l’exploiter et de l’entretenir ; toute activité accessoire qui est en relation avec l’activité principale ou qui résulte de synergies réalisées du fait de l’exercice de l’activité principale et qui par-là contribue à une utilisation efficiente des ressources du gestionnaire de réseau en question.Ces principes concernent l’allocation des coûts et des revenus, y compris pour les coûts et revenus qui sont communs à plusieurs activités, les durées d’amortissement calculées sur la base des investissements réalisés ou à réaliser, les durées d’utilisation usuelle des installations, la rémunération appropriée du capital ainsi que les frais d’exploitation. Les résultats générés par des activités accessoires dont l’exercice est imposé aux gestionnaires de réseau par une disposition légale ou réglementaire, sont imputés au compte de régulation du gestionnaire de réseau concerné suivant les principes et modalités définis par le régulateur.

(2)

Pour chaque activité accessoire visée au paragraphe (1), le régulateur peut ajuster et compléter, après consultation organisée conformément à l’article 59, les principes généraux visés au paragraphe (1). Pour l’activité accessoire visée au point e) du paragraphe (1) ainsi que pour toute autre activité accessoire visée au paragraphe (1) pour laquelle le régulateur considère que cela se justifie en raison de son envergure ou de sa nature, le régulateur arrête, après consultation organisée conformément à l’article 59, un régime d’accès de tiers et une structure tarifaire applicable aux bénéficiaires de l’activité accessoire en question.

(3)

Lors de l’établissement des modalités visées aux paragraphes (1) et (2), le régulateur tient compte des orientations générales de politique énergétique indiquées par le ministre.

(4)

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

(5)

Sans préjudice d’autres dispositions de la présente loi, le régulateur peut encadrer les activités accessoires visées au paragraphe (1) en fixant, après consultation organisée conformément à l’article 59 :

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

(6)

Pour les activités accessoires visées au paragraphe (1), pour lesquelles le régulateur décide en vertu du paragraphe (2) d’arrêter un régime d’accès de tiers et une structure tarifaire, les gestionnaires de réseau concernés procèdent au calcul des coûts et tarifs de ces activités accessoires sur base des modalités visées aux paragraphes (1) et (2) et aux échéances qu’elles fixent. Ces tarifs et les conditions y relatives doivent être non discriminatoires, transparents ainsi que suffisamment décomposés et vérifiables.

(7)

Les tarifs visés au paragraphe (6) sont à soumettre par le gestionnaire de réseau concerné à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57 au plus tard quatre mois avant l’expiration régulière des tarifs précédemment acceptés. Le régulateur prend sa décision en tenant compte des orientations générales de politique énergétique indiquées par le ministre.

Au cas où les tarifs ne pourraient être acceptés dans les délais prévus, les tarifs précédemment acceptés continueront à s’appliquer, sauf décision du régulateur de fixer des tarifs provisoires. Dans ce cas, le régulateur peut arrêter des mesures compensatoires appropriées si les tarifs acceptés s’écartent des tarifs provisoires.

Les tarifs acceptés ou fixés provisoirement sont à publier par le gestionnaire de réseau concerné ensemble avec la décision respective du régulateur au moins sur son site internet.

(8)

Chaque gestionnaire de réseau établit et transmet au régulateur, selon les détails et aux échéances fixés par ce dernier, des rapports et des informations statistiques concernant ses activités accessoires.

Art. 22.

L’article 27 de la même loi est modifié comme suit :

(3bis)

À la demande d’un utilisateur du réseau et dans la mesure où les informations relatives à la consommation, au prélèvement, à la production ou à l’injection d’électricité sont disponibles pour le passé, les gestionnaires de réseau mettent ces informations à la disposition de l’utilisateur du réseau ou d’un tiers désigné par lui. L’accès à ces données est gratuit et rapide et se fait sous une forme aisément compréhensible.

(4)

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

le code d’identification et la localisation précise du point de fourniture, les numéros des points de comptage concernés ; l’identité et l’adresse postale de l’utilisateur du réseau ; le cas échéant, l’identification du profil standard appliqué au point de fourniture ; les informations permettant d’identifier le tarif d’utilisation du réseau applicable au point de fourniture.

Ces informations concernant les utilisateurs du réseau se trouvant en fourniture par défaut ou en fourniture du dernier recours sont mises à disposition par les gestionnaires de réseau au fournisseur par défaut respectivement au fournisseur du dernier recours.

(5)

Les gestionnaires de réseau prennent les mesures nécessaires pour garantir une communication de marché efficace. Ils sont tenus de donner leur soutien au développement équitable, harmonieux et équilibré du marché de l’électricité au Grand-Duché de Luxembourg.

La communication de marché est gérée par et intégrée dans la plateforme informatique visée à l’article 27ter conformément au calendrier visé à l’article 27ter, paragraphe (10). Les entreprises d’électricité utilisent impérativement l’identifiant unique visé à l’article 27ter, paragraphe (6), alinéa 2, lorsqu’elles transmettent des données dans le cadre de la communication de marché.

Les modalités pratiques et procédurales relatives à la communication de marché sont arrêtées par le régulateur après une procédure de consultation organisée conformément à l’article 59.

(7)

Pour couvrir les pertes d’énergie et pour prester les services d’équilibrage de la manière économiquement la plus avantageuse, les gestionnaires de réseau agissent en tant que facilitateur neutre du marché et se procurent l’énergie selon des procédures transparentes, non discriminatoires et reposant sur les règles du marché.

En tenant compte des contraintes techniques inhérentes à la gestion des réseaux, les règles que les gestionnaires de réseau adoptent pour acquérir des services de flexibilité technique, sont objectives, transparentes et non discriminatoires et sont élaborées dans le cadre d’un processus transparent et participatif qui inclut l’ensemble des entreprises d’électricité et acteurs du marché concernés, y compris les acteurs du marché offrant de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, les acteurs du marché pratiquant la participation active de la demande, les exploitants d’installations de stockage d’énergie et les agrégateurs.

Les gestionnaires de réseau établissent les spécifications pour les services de flexibilité technique et, le cas échéant, les produits standard pour ces services, au moins au niveau national. Les spécifications garantissent une participation effective et non discriminatoire de tous les acteurs du marché, y compris les acteurs du marché offrant de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, les acteurs du marché pratiquant la participation active de la demande, les exploitants d’installations de stockage d’énergie et les agrégateurs. Les gestionnaires de réseau échangent toutes les informations nécessaires et se coordonnent entre eux afin d’assurer l’utilisation optimale des ressources, de garantir une exploitation sûre et efficace du réseau et de faciliter le développement du marché.

Aux fins de la participation effective des acteurs visés aux alinéas 2 et 3, les gestionnaires de réseau, en concertation avec le régulateur et en coopération étroite avec tous les acteurs du marché, établissent des exigences techniques de participation à ces marchés sur la base des capacités techniques desdits marchés et des capacités de tous les acteurs du marché.

Les règles, spécifications et exigences techniques visées au présent paragraphe sont à soumettre à la procédure d’acceptation intervenant après consultation, conformément à l’article 57.

(7bis)

Le paragraphe (7) s’applique à l’acquisition, par les gestionnaires de réseau, de services de flexibilité technique, à moins que le régulateur n’ait évalué la fourniture de ce type de services fondée sur le marché comme étant non judicieuse d’un point de vue économique et qu’il ait accordé une dérogation. Le cadre réglementaire visé au paragraphe (7) garantit que les gestionnaires de réseau peuvent acheter de tels services auprès de fournisseurs de participation active de la demande ou de stockage d’énergie et encourage l’adoption de mesures d’efficacité énergétique lorsque ces services permettent, moyennant un bon rapport coût-efficacité, de réduire la nécessité de moderniser ou de remplacer des capacités électriques et favorisent l’exploitation sûre et efficace du réseau.

L’obligation d’acheter des services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence ne s’applique pas aux composants pleinement intégrés au réseau.

(8)

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

Services pour le maintien de la fréquence conformément au règlement (UE) 2017/2195 de la Commission du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique : les réserves de stabilisation de la fréquence ; les réserves de restauration de la fréquence ; les réserves de remplacement.

Services pour la préservation et la reconstitution du système conformément au règlement (UE) 2017/2196 de la Commission du 24 novembre 2017 établissant un code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution du réseau électrique : les services prévus dans le règlement (UE) 2017/2196 de la Commission du 24 novembre 2017 établissant un code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution du réseau électrique ; le service de black start.

Les gestionnaires de réseaux veillent, pour ce qui les concerne, à la disponibilité des services de flexibilité technique suivants indispensables à l’exploitation de leur réseau :

Services pour assurer l’équilibre de la zone de réglage du gestionnaire du réseau de transport et la levée des congestions conformément au règlement (UE) 2015/1222 de la Commission du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion : la compensation des déséquilibres momentanés ; la gestion des congestions.

Services pour le maintien de la tension : le réglage de la tension et de la puissance réactive.

(8ter)

Chaque gestionnaire de réseau de distribution coopère avec le gestionnaire de réseau de transport concerné en vue de la participation effective des acteurs du marché raccordés à son réseau aux marchés de détail, de gros et d’équilibrage. La fourniture de services d’équilibrage provenant de ressources situées dans le réseau de distribution fait l’objet d’un accord avec le gestionnaire de réseau de transport concerné conformément à l’article 57 du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité et à l’article 182 du règlement (UE) 2017/1485 de la Commission du 2 août 2017 établissant une ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l’électricité.

(8quater)

Chaque gestionnaire de réseau de transport est chargé :

d’adopter un cadre de coopération et de coordination entre les centres de coordination régionaux ; de participer à la mise en place des évaluations de l’adéquation des ressources au niveau européen et national en vertu du chapitre IV du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité ; de la numérisation des réseaux de transport.

(8quinquies)

En effectuant leurs tâches au titre du présent article ainsi que de l’article 9, les gestionnaires de réseau de transport s’emploient en premier lieu à faciliter l’intégration du marché. Pour l’exécution des tâches visées aux paragraphes (2), (3), (8bis) et (8quater), ainsi qu’à l’article 9, paragraphe (2), les gestionnaires de réseau de transport tiennent compte des recommandations émises par les centres de coordination régionaux.

(11bis)

Les tâches prévues aux paragraphes (8), (9), (10) et (11) sont effectuées par les gestionnaires de réseau conformément aux codes de réseau et lignes directrices adoptés au titre du chapitre VII du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité.

Les gestionnaires de réseau sont tenus de mesurer et de documenter la qualité du service qu’ils offrent. Cette qualité concerne au moins les services prestés aux acteurs du marché via la communication de marché, le respect de délais d’exécution de procédures standard, telles que le raccordement standard et le traitement des réclamations.

(13)

Dans les cas prévus par la loi, les gestionnaires de réseau de distribution exécutent la mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique, sur le territoire défini par leur concession attribuée en vertu de l’article 25, conformément aux prescriptions de l’article 33bis, sauf dérogations légales expresses.

La mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique, exécutée par les gestionnaires de réseau de distribution constitue une activité accessoire au sens de l’article 20bis, paragraphe (1), point e).

L’interdiction prévue à l’article 33bis, paragraphe (2), ne s’applique pas aux entreprises intégrées d’électricité qui approvisionnent un nombre de clients finals connectés inférieur à cent mille.

Si la mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique est assurée par les gestionnaires de réseau de distribution, le ministre organise au moins tous les cinq ans une consultation publique pour évaluer s’il existe un intérêt réel et sérieux de reprendre l’infrastructure de charge publique existante, y inclus les accessoires tels que les biens acquis et les autres engagements contractuels pris par les gestionnaires de réseau de distribution pour exécuter leur mission de déploiement, de gestion, d’exploitation et d’entretien de cette infrastructure, en vue d’exécuter la mission de service public d’opérateur de l’infrastructure de charge publique à un coût raisonnable et en temps utile conformément aux prescriptions légales et réglementaires en vigueur.

Sous réserve que la consultation publique prévue à l’alinéa 4 ait révélé un intérêt réel et sérieux de reprendre l’infrastructure et ses accessoires visés à l’alinéa précité, le ministre lance au plus tard douze mois après l’achèvement de cette consultation publique une procédure d’attribution de concession, telle que régie par la loi du 3 juillet 2018 sur l’attribution de contrats de concession, pour la mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique. Est admis à la procédure d’attribution de concession, sans préjudice d’autres conditions de participation relatives aux capacités professionnelles et techniques et à la capacité économique et financière, l’opérateur économique qui a conclu une convention de cession portant sur le transfert de propriété de l’infrastructure de charge publique telle que prévue à l’alinéa 14.

Le ministre soumet, avant le lancement de la procédure d’attribution de concession, l’ensemble des conditions liées à l’attribution de la concession à l’examen du régulateur qui donne son approbation endéans les trois mois à condition que son examen des documents relatifs aux modalités de passation de la convention de concession ou de la convention de concession elle-même n’ait pas révélé des éléments susceptibles d’entraver une mise en concurrence réelle et sérieuse. Le régulateur notifie sa décision sans délai au ministre et la publie sur son site internet. Toute décision de refus d’approbation du régulateur doit être motivée. Si le régulateur a approuvé les conditions de la procédure d’attribution de concession, le ministre procède à la publication de l’avis de concession prévu à l’alinéa 5 sur base des documents approuvés par le régulateur. Au cas où le régulateur a pris une décision de refus d’approbation, le ministre saisit le régulateur de nouvelles demandes d’approbation conformément au présent alinéa. Dans ce cas, le délai pour la publication de l’avis de concession prévu à l’alinéa 5 est prorogé de quatre mois.

Le régulateur peut établir des lignes directrices ou des dispositions relatives aux marchés pour aider les gestionnaires de réseau de distribution à garantir l’équité de la procédure de cession visée à l’alinéa 9.

Les gestionnaires de réseau de distribution soumettent conjointement, au plus tard deux mois après la publication de l’avis de concession prévu à l’alinéa 5, les conditions de leur appel d’offres dans le cadre de la procédure de cession prévue à l’alinéa 9 à la procédure d’approbation prévue à l’alinéa 13. Au cas où le régulateur a pris une décision de refus d’acceptation, les gestionnaires de réseau de distribution saisissent le régulateur de nouvelles demandes d’acceptation conformément à l’alinéa 13.

Les gestionnaires de réseau de distribution lancent conjointement, au plus tard un mois après la décision d’acceptation du régulateur, une procédure de cession portant sur le transfert de propriété de l’infrastructure de charge publique et ses accessoires en vue de la continuation de la mission de service public d’opérateur de l’infrastructure de charge publique par la publication d’un avis de cession au Journal officiel de l’Union européenne. Les documents de l’appel d’offres définissent au moins :

le prix de vente pour l’ensemble de l’infrastructure de charge publique ainsi que ses accessoires permettant au moins de récupérer la valeur résiduelle des investissements réalisés par les gestionnaires de réseau de distribution ; les modalités, y compris un calendrier, de la reprise de l’infrastructure de charge publique et de ses accessoires.

Sont admis à la procédure de cession, les soumissionnaires qui, endéans le délai de deux mois à partir de la publication de l’appel d’offres soumettent une offre qui :

apporte la preuve qu’ils ont les capacités professionnelles, techniques, organisationnelles, économiques et financières réelles est sérieuses en vue d’assurer la mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique selon le calendrier et les autres modalités prévus à l’article 33bis, paragraphe (8) ; apportent la preuve qu’ils ont la capacité financière de reprendre l’ensemble de l’infrastructure de charge publique ainsi que ses accessoires moyennant le prix de vente fixé dans les documents de l’appel d’offres ; contient des tarifs d’utilisation de l’infrastructure de charge publique à facturer aux fournisseurs de service de charge.

Toute offre contenant des tarifs d’utilisation de l’infrastructure de charge publique à facturer aux fournisseurs de service de charge excédant un montant maximal fixé dans les documents de l’appel d’offres est inadmissible.

Les gestionnaires de réseau retiennent, au plus tard un mois après le délai de soumission des offres prévu à l’alinéa 10, le soumissionnaire ayant présenté l’offre la plus avantageuse déterminée sur base des tarifs d’utilisation de l’infrastructure de charge publique à facturer aux fournisseurs de service de charge qui prennent en compte le coût de déploiement, de gestion et d’exploitation de l’infrastructure de charge publique.

Les conditions de la procédure de cession visées aux alinéas 10 à 12 sont, préalablement à la publication de l’avis de cession, soumises à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57. La décision d’attribution de la cession visée à l’alinéa 12 est également approuvée conformément à l’article 57 précité.

La convention de cession, conclue au plus tard 15 jours après la publication de la décision d’acceptation du régulateur de la décision d’attribution de cession visée à l’alinéa 13, ne produit ses effets qu’à partir du moment où le soumissionnaire retenu est également retenu comme concessionnaire à l’occasion de la procédure d’attribution de concession visée à l’alinéa 5. À défaut d’une telle attribution de concession, la convention de cession est résolue. Dans ce cas, les gestionnaires de réseau de distribution concluent, en application des critères d’attribution visés à l’alinéa 12, la convention de cession avec un autre soumissionnaire ayant été valablement admis à la procédure de cession qui se portera alors candidat à la procédure d’attribution de concession visée à l’alinéa 5.

Dans les cas où la procédure d’attribution de concession visée aux alinéas 5 et 14 n’aboutit pas, les gestionnaires de réseau de distribution continuent à exécuter la mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique conformément à l’alinéa 1^er du présent paragraphe.

Hormis les cas prévus par le présent paragraphe, les gestionnaires de réseau ne peuvent être propriétaires de bornes de charge et exercer la mission d’opérateur d’infrastructure de charge, sauf lorsqu’ils sont propriétaires de bornes de charge privées réservées à leur propre usage.

Art. 23.

Après l’article 27 de la même loi, sont insérés deux articles 27bis et 27ter nouveaux, libellés comme suit :

Art. 27 *bis*.

(1)

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

(2)

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

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

(3)

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

(4)

Le régulateur examine si le plan décennal de développement du réseau à très haute tension couvre tous les besoins qui ont été recensés en matière d’investissement durant la consultation et si ce plan est cohérent avec le plan décennal non contraignant de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union européenne visé à l’article 30, paragraphe 1^er, point b), du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité. En cas de doute quant à la cohérence avec le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union européenne, le régulateur consulte l’Agence et il peut exiger du gestionnaire de réseau de transport qu’il modifie son plan décennal de développement du réseau.

Le ministre examine la cohérence du plan décennal de développement du réseau à très haute tension avec le plan national en matière d’énergie et de climat soumis conformément au règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat, modifiant les règlements (CE) n° 663/2009 et (CE) n° 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE,  2009/73/CE , 2010/31/UE, 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) n° 525/2013 du Parlement européen et du Conseil. Il peut formuler des recommandations au gestionnaire de réseau de transport en vue de modifier le plan.

(5)

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

exiger du gestionnaire de réseau de transport qu’il réalise l’investissement en question ; lancer une procédure d’appel d’offres ouverte à tous les investisseurs pour l’investissement en question ; ou imposer au gestionnaire de réseau de transport d’accepter une augmentation de capital destinée à financer les investissements nécessaires et autoriser des investisseurs indépendants à participer au capital.

Lorsque le régulateur a eu recours aux pouvoirs dont il dispose en vertu de l’alinéa premier, la régulation tarifaire applicable couvre les coûts des investissements en question.

(6)

Lorsque le régulateur a recours aux pouvoirs dont il dispose en vertu du paragraphe (5), point b), il peut imposer au gestionnaire de réseau de transport d’accepter un ou plusieurs des éléments suivants :

un financement par un tiers ; une construction par un tiers ; la construction des nouveaux actifs en question par lui-même ; l’exploitation des nouveaux actifs en question par lui-même.

Le gestionnaire de réseau de transport fournit aux investisseurs toutes les informations nécessaires pour réaliser l’investissement, connecte les nouveaux actifs au réseau de transport et, d’une manière générale, fait tout pour faciliter la mise en œuvre du projet d’investissement.

Les arrangements financiers correspondants sont à soumettre à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57.

(7)

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

(8)

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

(9)

Pour l’établissement des plans de développement du réseau couvrant les réseaux à haute, moyenne et basse tension, les gestionnaires de réseau consultent tous les utilisateurs du réseau concernés ainsi que le gestionnaire du réseau à très haute tension concerné au sujet de leur plan de développement du réseau. Ils publient les résultats du processus de consultation ainsi que leur plan de développement du réseau et le transmettent au régulateur, au ministre et au Commissaire du Gouvernement à l’Énergie. Le régulateur peut adresser une demande justifiée de modification des plans aux gestionnaires de réseau.

Le ministre examine la cohérence des plans décennaux de développement du réseau à haute, moyenne et basse tension avec le plan national en matière d’énergie et de climat soumis conformément au règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat, modifiant les règlements (CE) n° 663/2009 et (CE) n° 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE, 98/70/CE, 2009/31/CE, 2009/73/CE, 2010/31/UE, 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) n° 525/2013 du Parlement européen et du Conseil. Il peut formuler des recommandations aux gestionnaires de réseau en vue de modifier leur plan.

Art. 27 *ter*.

(1)

Il est créé, dans le respect des exigences de la législation en matière de protection de données et de la vie privée des clients finals, une plateforme informatique de données énergétiques qui est déployée par le gestionnaire de réseau de transport qui en assure également, dans les limites prévues à l’alinéa 2 du présent paragraphe, le rôle de responsable de traitement visé par l’article 4, point 7, du règlement UE 2016/679 du Parlement européen et du Conseil du 27 avril 2016 relatif à la protection des personnes physiques à l’égard du traitement des données à caractère personnel et à la libre circulation de ces données, et abrogeant la directive 95/46/CE (règlement général sur la protection des données).

Le gestionnaire de réseau de transport n’est responsable que des traitements des données sur la plateforme. Lorsqu’une entreprise d’électricité ou de gaz naturel exécute un traitement en utilisant la plateforme, elle est responsable de la véracité et de l’exactitude des données. Néanmoins, le gestionnaire de réseau de transport doit prévoir une procédure qui permet de vérifier la véracité et l’exactitude des données sur la plateforme, d’effacer ou de rectifier les données inexactes sans tarder suite à une demande de rectification.

(2)

La plateforme est mise en place de façon à constituer une plateforme de données centralisée pour au moins le secteur de l’électricité et celui du gaz naturel. Elle a pour objectif de :

servir comme répertoire central de référence mettant de manière efficace, conviviale et sécurisée à la disposition des personnes visées aux paragraphes (5) à (8) des données auxquelles elles ont un droit d’accès légal ou conventionnel, et assurant la conservation des données à des fins archivistiques, à des fins de recherche scientifique ou historique ou à des fins statistiques ; faire office de plateforme unique d’échange de données assurant : une gestion centralisée de la communication de marché et de la communication de marché visée à l’article 1^er, paragraphe (10bis), de la loi modifiée du 1^er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel et permettant ainsi une harmonisation de l’ensemble des traitements relatifs à la gestion du marché et un échange efficace et facilité des données entre tous les ayants-droits afin d’assurer une exécution efficace des contrats ainsi que des obligations légales et de permettre aux intervenants de faire face à l’évolution du marché en termes de flexibilité ; un traitement des données respectueux des principes consacrés par le règlement UE 2016/679 du Parlement européen et du Conseil du 27 avril 2016 relatif à la protection des personnes physiques à l’égard du traitement des données à caractère personnel et à la libre circulation de ces données, et abrogeant la directive 95/46/CE, notamment par son article 5, paragraphe 1^er.

permettre l’élaboration et la mise à disposition de statistiques et de données anonymisées à des fins de surveillance, de transparence et de recherche.

(3)

La plateforme comprend les données suivantes :

les noms, adresses, données de contact et l’identifiant unique prévu au paragraphe (6) des utilisateurs du réseau et des preneurs de raccordement visés par la présente loi ainsi que par l’article 1^er, paragraphes (41), respectivement (33bis), de la loi modifiée du 1^er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel, et, dans la mesure où les personnes énumérées ci-avant sont des personnes morales, les noms, adresses et données de contact de la personne de contact désignée par eux ; les données collectées à l’occasion du comptage visé à l’article 29 de la présente loi ainsi qu’à l’article 35 de la loi modifiée du 1^er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel ; les données et informations nécessaires au bon fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz naturel ainsi que des réseaux interconnectés telles que définies par voie de règlement par le régulateur après une procédure de consultation organisée conformément à l’article 59, la Commission nationale pour la protection des données étant demandée en son avis ; les données visées à l’article 17, paragraphe (1) ; toutes autres données nécessaires au bon fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz naturel qui ne sont pas des données à caractère personnel.

Les entreprises d’électricité et de gaz naturel collectent et introduisent les données visées aux points a) à d) ci-dessus dans les limites et conformément aux modalités pratiques et procédurales de la communication de marché, respectivement de la communication de marché visée à l’article 1^er, paragraphe (10bis), de la loi modifiée du 1^er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel. Elles mettent à jour les données alimentées dans la plateforme sans délais à partir du jour où elles prennent connaissance des changements.

(4)

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

(5)

Les entreprises d’électricité et de gaz naturel ont accès aux données visées au paragraphe (3), alinéa 1^er, dans les limites des modalités pratiques et procédurales de la communication de marché, respectivement de la communication de marché visée à l’article 1^er, paragraphe (10bis) de la loi modifiée du 1^er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel.

Le gestionnaire de réseau de transport garantit un accès de façon non discriminatoire à toutes les données visées au paragraphe (3), alinéa 1^er à ces entreprises.

(6)

Le gestionnaire de réseau de transport met en place un accès individuel et sécurisé à la plateforme pour les personnes visées au paragraphe (3), alinéa 1^er, point a), leur permettant de visualiser et de modifier, le cas échéant, de manière aisément compréhensible les données visées au paragraphe (3), alinéa 1^er, qui les concernent.

À cette fin, il introduit un système d’identifiant unique pour chaque personne physique et morale visée au paragraphe (3), alinéa 1^er, point a), afin de garantir une identification exacte et certaine. Il met en place des procédures relatives à la vérification et aux demandes d’attribution d’un identifiant unique qu’il publie sur le site internet de la plateforme et qu’il communique à l’occasion du lancement opérationnel de la plateforme aux entreprises d’électricité et aux entreprises de gaz naturel. Il assure la gestion des risques et erreurs liés à l’identification des personnes.

Les personnes visées à l’alinéa 1^er peuvent octroyer un accès aux données de la plateforme qui les concernent à des personnes autres que celles visées au paragraphe (5) qu’elles désignent via la plateforme. Cet accès peut être unique ou accordé pour une durée déterminée ou indéterminée et être rétracté à tout moment sur la plateforme. Les données sont partagées avec le tiers désigné de façon non discriminatoire et dès qu’elles sont disponibles.

Le gestionnaire de réseau de transport publie les procédures permettant d’obtenir l’accès à la plateforme sur le site internet de la plateforme et les communique à l’occasion du lancement opérationnel de la plateforme aux fournisseurs visés par la présente loi ainsi que par l’article 1^er, paragraphe (14) de la loi modifiée du 1^er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel qui en informent leurs clients et aux gestionnaires de réseau ainsi que les gestionnaires de réseau de distribution respectivement de transport visés par l’article 1^er, paragraphes (22) respectivement (24), de la loi modifiée du 1^er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel qui en informent les personnes visées au paragraphe (3), alinéa 1^er, point a), lorsqu’ils ne sont pas fournis sous forme de fourniture intégrée.

(7)

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

(8)

Le gestionnaire de réseau de transport publie régulièrement des données sur les secteurs de l’électricité et du gaz naturel selon les principes des données publiques ouvertes et à condition que cette publication ne permette pas d’en déduire des données commercialement sensibles relatives à une entreprise déterminée ou des données à caractère personnel d’une personne physique.

Un règlement grand-ducal définit la cadence de publication et l’étendue minimales de ces données.

(9)

Le gestionnaire de réseau de transport assure une traçabilité des consultations des données à caractère personnel des personnes visées au paragraphe (3), alinéa 1^er, point a). Ces dernières peuvent consulter l’historique des consultations de leurs données personnelles via leur accès individuel sécurisé visé au paragraphe (6).

(10)

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

(11)

Le déploiement, la mise en service, la gestion, la maintenance et l’exploitation de la plateforme informatique de données énergétiques sont des activités accessoires du gestionnaire de réseau de transport au sens de l’article 20bis, paragraphe (1), point a).

(12)

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

(13)

Le gestionnaire de réseau de transport prend des mesures pour garantir un accès non discriminatoire à la plateforme qu’il inscrit dans le programme d’engagement visé à l’article 32, paragraphe (2).

(14)

Un règlement grand-ducal peut préciser les fonctionnalités, les spécifications techniques et organisationnelles, les modalités relatives à l’accessibilité aux données ainsi que la nature et l’objet des statistiques.

Art. 24.

Après l’article 28bis de la même loi, il est inséré un article 28ter nouveau, libellé comme suit :

Art. 28 *ter*.

(1)

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

(2)

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

aucun acteur du marché, à la suite d’une procédure d’appel d’offres ouverte, transparente et non discriminatoire organisée par le gestionnaire de réseau et dont les modalités sont acceptées par le régulateur conformément à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57, ne s’est vu conférer le droit d’être propriétaire de telles installations, ni de les développer, de les gérer ou de les exploiter, ou ne peut fournir ces services à un coût raisonnable et en temps utile tels que définis dans la procédure d’appel d’offres ; ces installations ou services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence sont nécessaires pour que les gestionnaires de réseau puissent remplir les obligations qui leur incombent en matière d’exploitation efficace, fiable et sûre du réseau, et ne sont pas utilisés par les gestionnaires de réseau pour acheter ou vendre de l’électricité sur les marchés de l’électricité ; le régulateur a évalué la nécessité d’une telle dérogation, a procédé à une évaluation préalable de l’applicabilité de la procédure d’appel d’offres, y compris des conditions de cette procédure d’appel d’offres, et a donné son approbation.

Le régulateur peut élaborer des lignes directrices ou des dispositions relatives aux marchés pour aider les gestionnaires de réseau à garantir l’équité des procédures d’appel d’offres.

La décision d’accorder une dérogation au gestionnaire de réseau de transport est notifiée à la Commission européenne et à l’Agence, accompagnée d’informations utiles sur la demande et des raisons justifiant l’octroi de la dérogation.

(3)

La propriété, le développement, la gestion et l’exploitation d’installations de stockage d’énergie par les gestionnaires de réseau sont des activités accessoires au sens de l’article 20bis, paragraphe (1), point d).

(4)

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

(5)

Le paragraphe (4) ne s’applique pas aux composants pleinement intégrés au réseau ni à la durée d’amortissement habituelle de nouvelles installations de stockage d’énergie composées d’accumulateurs dont la décision d’investissement définitive est prise par le gestionnaire de réseau de transport avant le 31 décembre 2024, à condition que ces installations de stockage d’énergie composées d’accumulateurs soient :

connectées au réseau au plus tard deux ans à compter de la décision d’investissement définitive ; intégrées au réseau de transport ; uniquement utilisées pour le rétablissement réactionnel et instantané de la sécurité du réseau en cas d’événements imprévus sur le réseau, lorsqu’une telle mesure de rétablissement débute immédiatement et s’achève quand le redispatching régulier peut régler le problème ; ne sont pas utilisées pour acheter ou vendre de l’électricité sur les marchés de l’électricité, y compris d’équilibrage.

Art. 25.

L’article 29 de la même loi est modifié comme suit :

Il incombe aux gestionnaires de réseau de distribution d’enregistrer dans le registre national des centrales de production visé à l’article 17, les installations de production visées à l’alinéa 1^er et d’en déterminer, par application des méthodes statistiques visées au même alinéa 1^er, les quantités d’électricité produites.

À l’alinéa 1^er, première phrase, les termes clients finals ainsi que le terme consommateurs sont remplacés par les termes utilisateurs du réseau ; À l’alinéa 2, deuxième phrase, les termes d’ajustement sont remplacés par les termes d’équilibrage et les termes clients finals sont remplacés par les termes utilisateurs du réseau en tenant dûment compte des meilleures techniques disponibles et ; Deux nouveaux alinéas sont insérés après l’alinéa 4 avec la teneur suivante :

« Le système de comptage intelligent permet au client final d’accéder facilement à des données non validées relatives à sa consommation en temps quasi réel, c’est-à-dire une courte période ne dépassant habituellement pas quelques secondes ou atteignant au plus la période de règlement des déséquilibres sur le marché de l’électricité. L’accès à ces données est effectué de manière sécurisée, sans frais supplémentaires, via une interface normalisée sur le compteur, afin de favoriser les programmes automatisés d’amélioration de l’efficacité énergétique, la participation active de la demande et d’autres services. Le client final peut mettre ces données à la disposition d’un fournisseur ou d’un fournisseur de services énergétiques désigné par lui.

En plus de la mise à disposition de l’accès aux données non validées relatives à la consommation en temps quasi réel via une interface normalisée sur le compteur, les gestionnaires de réseau peuvent offrir, le cas échéant contre rémunération, un dispositif aux utilisateurs du réseau qui permet un accès à distance à ces données. La mise à la disposition de tels dispositifs constitue une activité accessoire au sens de l’article 20bis, paragraphe (1), point f). » ;

L’avant-dernier alinéa est complété par le libellé suivant :

« ainsi qu’en ce qui concerne la collecte et le traitement des données à caractère personnel conformément à la législation en matière de protection des données et de la vie privée ».

Art. 26.

À l’article 30, paragraphe 1^er, lettre b), de la même loi, les termes , individuellement ou conjointement, sont insérés entre les termes peuvent s’approvisionner et les termes en électricité par une ligne directe.

Art. 27.

L’article 31 de la même loi est modifié comme suit :

Cette communication est effectuée au moyen de la plateforme informatique nationale et centralisée de données énergétiques visée à l’article 27ter, conformément au calendrier visé à l’article 27ter, paragraphe (10).

Art. 28.

L’article 32 de la même loi est modifié comme suit :

Il prévoit en plus des mesures spécifiques afin d’exclure toute discrimination en matière d’accès aux données pour les clients ou un tiers agissant au nom du client, incluant les données de relevés de consommation et les données de consommation ainsi que les données nécessaires pour le changement de fournisseur du client final et la participation active de la demande.

Les entreprises verticalement intégrées ne bénéficient pas d’un accès privilégié aux données pour la conduite de leurs activités de fourniture.

Art. 29.

Dans l’intitulé du chapitre V, section X, le terme Gestion est remplacé par les termes Responsabilité d’équilibre.

Art. 30.

L’article 33 de la même loi est remplacé comme suit :

Art. 33.

(1)

Le gestionnaire de réseau de transport assume les tâches qui incombent 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 à l’exception de celles que le régulateur confère à un tiers, conformément à l’article 13, paragraphe 4 du même règlement et sans préjudice de la possibilité dont le gestionnaire de réseau de transport dispose pour déléguer des tâches en accord avec les paragraphes 1^er, 2 et 3 du même article 13.

(2)

Tous les acteurs du marché sont responsables des déséquilibres qu’ils provoquent dans le système. Les acteurs du marché peuvent déléguer contractuellement leur responsabilité d’équilibre à un autre responsable d’équilibre, sous réserve de l’accord par ce dernier. En cas de fourniture intégrée, ainsi que pour les produits d’électricité couvrant l’achat d’électricité par le fournisseur, le fournisseur assume la responsabilité d’équilibre pour le compte de son client final.

(3)

Le coordinateur d’équilibre définit les modalités et conditions ou les méthodologies pour les responsables d’équilibre, conformément à l’article 18 du règlement (UE) 2017/2195 de la Commission du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique et les soumet à la procédure d’acceptation, intervenant après consultation en vertu de l’article 10 du même règlement.

(4)

Chaque responsable d’équilibre conclut un contrat d’équilibre avec le coordinateur d’équilibre. Ce contrat détermine les droits et devoirs des parties sur base des modalités, conditions et méthodologies visées au paragraphe (3).

(5)

Tout point de fourniture doit être affecté à un périmètre d’équilibre qui est à établir et à gérer par un responsable d’équilibre.

(6)

Tout gestionnaire de réseau est responsable d’équilibre pour au moins un périmètre d’équilibre relatif à l’approvisionnement du ou des réseaux dont il assure la gestion. Ces périmètres d’équilibre servent à la comptabilisation des quantités d’énergie électrique imputables au gestionnaire de réseau, telles que notamment les pertes de réseau et les écarts dus aux profils standard.

(7)

Chaque année, au courant du premier trimestre, le coordinateur d’équilibre soumet, pour information au ministre et au régulateur, un rapport détaillé sur la façon dont il a exécuté ses fonctions dans le cadre du présent article en précisant le cas échéant les problèmes rencontrés et en proposant des améliorations potentielles.

Art. 31.

Au chapitre V de la même loi, il est inséré une section XI nouvelle comprenant un article 33bis nouveau, libellés comme suit :

Section XI. Intégration de l’électromobilité dans le réseau électrique

Art. 33 *bis*.

(1)

Sans préjudice du régime consacré par l’article 27, paragraphe (13), le ministre confie la mission de service public d’opérateur de l’infrastructure de charge publique sous forme de concession de service public régie par la loi du 3 juillet 2018 sur l’attribution de contrats de concession.

(2)

L’opérateur de l’infrastructure de charge publique ne peut pas offrir des services de fournisseur de service de charge sur les bornes appartenant à l’infrastructure de charge publique.

(3)

L’infrastructure de charge publique permet un libre choix du fournisseur de service de charge et est dotée d’un moyen de paiement uniforme sur tout le territoire national.

L’opérateur de l’infrastructure de charge publique garantit à tout acteur qui en fait la demande, un accès non discriminatoire à l’infrastructure de charge publique sur base de conditions publiées.

Les bornes de l’infrastructure de charge publique sont alimentées exclusivement en électricité renouvelable.

(4)

Les bornes de charge accessibles au public qui ne font pas partie de l’infrastructure de charge publique sont, sur demande de leur opérateur d’infrastructure de charge respectif et sous réserve du respect des contraintes techniques, fonctionnelles et organisationnelles, intégrées dans le système central commun.

(5)

L’opérateur de l’infrastructure de charge publique a le droit de faire gratuitement usage des domaines public et privé de l’État et des communes pour déployer l’infrastructure de charge publique et l’exécution de tous les travaux y afférents.

Font partie de ces travaux notamment ceux qui sont nécessaires au maintien, à la modification, à la réparation, à l’enlèvement, au contrôle et à l’exploitation des éléments de l’infrastructure de charge publique.

Le droit d’utilisation des domaines public et privé de l’État et des communes étant gratuit, les autorités ne peuvent imposer à l’opérateur de l’infrastructure de charge publique aucun impôt, taxe, péage, rétribution ou indemnité y relatifs de quelque nature que ce soit.

Avant de déployer les ouvrages appartenant à l’infrastructure de charge publique sur les domaines public et privé de l’État et des communes, l’opérateur de l’infrastructure de charge publique, en possession de toutes les autorisations requises, établit en concertation avec l’administration publique ou communale concernée un plan d’implantation détaillant au moins la localisation précise, la date prévisible d’installation ainsi que, au besoin, des conditions et modalités pour la maintenance pour chaque borne de charge publique appartenant à l’infrastructure de charge publique à déployer.

(6)

Suite à la conclusion d’une convention de concession avec un opérateur de l’infrastructure de charge publique, ce dernier se substitue à son prédécesseur dans les autorisations avec des personnes physiques et des personnes morales de droit privé ou de droit public dans l’exercice de sa mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique.

(7)

Sans préjudice des causes de résiliation prévues par l’article 43 de la loi du 3 juillet 2018 sur l’attribution de contrats de concession, la concession d’opérateur de l’infrastructure de charge publique peut être résiliée sans préavis dans les cas suivants :

changement significatif dans l’actionnariat du concessionnaire entrainant la perte des qualités et capacités professionnelles sur base desquelles la concession a été attribuée ; manquement grave du concessionnaire aux obligations lui imposées par le présent article ainsi que par la convention de concession.

(8)

Les fonctionnalités, les spécifications techniques, le nombre des points de charge, les emplacements des points de charge, le calendrier, l’organisation générale de déploiement de l’infrastructure de charge publique ainsi que les fonctionnalités et les spécifications techniques des bornes de charge accessibles au public pour être intégrées dans le système commun de l’infrastructure de charge publique sont définis par règlement grand-ducal.

Art. 32.

L’article 46 de la même loi est modifié comme suit :

(4bis)

Les demandes d’autorisation qui sont sollicitées par des clients actifs ou des communautés énergétiques, lorsque ceux-ci peuvent démontrer que la fourniture d’électricité ne constitue pas leur activité commerciale ou professionnelle principale et que leur objectif premier n’est pas de rechercher le profit, ne doivent pas obligatoirement comporter les éléments visés sous d) et f) du paragraphe (4).

Art. 33.

À l’article 47 de la même loi, après le paragraphe 4, sont insérés deux paragraphes 5 et 6 nouveaux, libellés comme suit :

(5)

Les fournisseurs qui ont plus de 15 000 clients finals offrent aux clients finals équipés d’un compteur intelligent la possibilité de conclure un contrat d’électricité à tarification dynamique et informent les clients finals des opportunités, des coûts et des risques liés à un tel contrat.

(6)

Les fournisseurs recueillent le consentement de chaque client final avant que celui-ci ne passe à un contrat d’électricité à tarification dynamique.

Art. 34.

L’article 48 de la même loi est remplacé pour prendre la teneur suivante :

Art. 48.

(1)

Sans préjudice des dispositions relatives au service universel, les fournisseurs d’électricité sont tenus de conclure avec leurs clients finals des contrats dûment signés régissant les modalités de la fourniture. Les fournisseurs doivent proposer à la demande du client final, sous réserve de leur accord d’effectuer une fourniture d’électricité, un contrat de fourniture précisant :

l’identité et l’adresse du fournisseur ; les services fournis, les niveaux de qualité des services offerts, ainsi que, le cas échéant, la puissance maximale ou l’ampérage maximal à prélever et le délai nécessaire pour le gestionnaire de réseau concerné au raccordement initial ; les types de services de maintenance offerts ; les moyens par lesquels des informations actualisées sur l’ensemble des tarifs applicables, les redevances de maintenance et les produits ou services groupés peuvent être obtenues ; la durée du contrat, les conditions de renouvellement et de résiliation du contrat et d’interruption des services, y compris des produits ou services qui sont groupés avec ces services, et les frais liés à la résiliation du contrat conformément aux dispositions de l’article 19, paragraphe (4) ; les compensations et les formules de remboursement éventuellement applicables dans le cas où les niveaux de qualité des services prévus dans le contrat ne sont pas atteints, y compris une facturation inexacte ou tardive ; les modalités de lancement d’une procédure extrajudiciaire de règlement des litiges ; la communication de façon claire, sur la facture ou sur le site internet de l’entreprise d’électricité, d’informations concernant les droits des consommateurs, notamment des informations sur les modalités de traitement des plaintes et toutes les informations visées au présent paragraphe ; la référence aux moyens de communication des modalités pour le calcul des acomptes provisionnels perçus des clients finals entre deux décomptes basés sur la consommation réelle ; la contribution prévisionnelle des sources d’énergie renouvelables dans le mix énergétique du produit d’électricité ; les procédures permettant d’obtenir l’accès à la plateforme informatique nationale et centralisée de données énergétiques visée à l’article 27ter.

Les conditions de ces contrats sont équitables et communiquées à l’avance. Les clients finals reçoivent en même temps une synthèse des principales conditions contractuelles de manière bien visible, et dans un langage simple et concis.