18 DECEMBRE 2012. - Arrêté royal imposant des conditions de prix et de fourniture pour l'approvisionnement en 2013 du réglage primaire et du réglage secondaire par différents producteurs

RAPPORT AU ROI Sire, L'arrêté royal qui est soumis à Votre signature a pour objet d'exécuter l'article 12 quinquies de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011161 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché du gaz et au statut fiscal des producteurs d'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité (ci-après la « loi électricité ») en ce qui concerne l'imposition d'une obligation de service public couvrant le volume et les prix des services auxiliaires.L'article 12 quinquies donne au Roi, après avis de la commission et sur proposition du ministre, le pouvoir, en faveur de la sécurité d'approvisionnement, d'imposer par décision contraignante une obligation de service public qui couvre le volume et les prix des services auxiliaires des producteurs dans la zone de réglage belge.

Généralités Cet arrêté royal vise à imposer, par décision contraignante, une obligation de service public aux producteurs de la zone de réglage belge pour les conditions de prix et de fourniture de l'approvisionnement en 2013 du réglage primaire et du réglage secondaire afin que le gestionnaire du réseau de transport puisse, en faveur de la sécurité d'approvisionnement, s'acquitter adéquatement de sa mission principale de gestionnaire du système.Dans le présent arrêté, les obligations de service public sont définies au moyen de dix articles.

Dans son avis 50.709/3 du 6 décembre 2011, le Conseil d'Etat s'est déclaré incompétent pour remettre un avis au sujet du projet d'arrêté ministériel pour la fourniture de l'approvisionnement en 2012 pour le réglage primaire et le réglage secondaire.

Dans le cas présent et en référence à l'avis susmentionné, l'avis du Conseil d'Etat n'est pas requis.

L'article 1ercontient les définitions applicables.

L'article 2précise les parties auxquelles cet arrêté s'applique.

L'article 3 fixe les volumes que la SA Electrabel est tenue de mettre à disposition en vertu de cet arrêté.

L'article 4 fixe les volumes que la SA EDF Luminus est tenue de mettre à disposition en vertu de cet arrêté.

L'article 5 fixe la rémunération pour les volumes à mettre à disposition en vertu de cet arrêté.

L'article 6 fixe les conditions et modalités qui s'appliquent à la fourniture du réglage primaire et du réglage secondaire.

L'article 7 fixe la durée de cet arrêté.

L'article 8 définit l'obligation pour la CREG de tenir compte des prix du présent arrêté lors de la détermination du revenu total du gestionnaire du réseau de transport.

L'article 9 fixe la date d'entrée en vigueur de cet arrêté.

L'article 10 charge le ministre ayant l'Energie dans ses attributions de l'exécution de cet arrêté.

J'ai l'honneur d'être, Sire, de Votre Majesté, le très respectueux et très fidèle serviteur, Le Secrétaire d'Etat à l'Energie, M. WATHELET

18 DECEMBRE 2012. - Arrêté royal imposant des conditions de prix et de fourniture pour l'approvisionnement en 2013 du réglage primaire et du réglage secondaire par différents producteurs ALBERT II, Roi des Belges, A tous, présents et à venir, Salut.

Vu la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011161 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché du gaz et au statut fiscal des producteurs d'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité, modifiée par la loi du 8 janvier 2012Documents pertinents retrouvés type loi prom. 08/01/2012 pub. 11/01/2012 numac 2011011466 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Loi portant modifications de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité et de la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations fermer, les articles 8, § 1er, 2°, 11, 12 quinquies § 1er, et 21, alinéa 1er, 1° ;

Vu l'arrêté royal du 11 octobre 2002 relatif aux obligations de service public dans le marché de l'électricité, l'article 4, § 2;

Vu l'arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci, les articles 231 et suivants, ainsi que les règles et recommandations qui régissent l'interopérabilité des réseaux interconnectés européens, visées aux articles 236, § 2, 244, § 2, et 250, § 2, du même arrêté;

Vu la décision (B)111124-CDC-658E/18 du 24 novembre 2011 de la CREG relative à la proposition tarifaire de la SA Elia System Operator pour la période régulatoire 2012-2015;

Vu la décision (B)111222-CDC-658E/19 du 22 décembre 2011 de la CREG relative à la demande d'approbation de la proposition tarifaire adaptée de la SA Elia System Operator pour la période régulatoire 2012-2015;

Vu le rapport (RA)121003-CDC-1192 du 3 octobre 2012 de la CREG relatif au caractère manifestement déraisonnable ou non des prix proposés à la SA Elia System Operator pour la fourniture de services auxiliaires pour l'exercice d'exploitation 2013, établi en application de l'article 12 quinquies § 1er, deuxième alinéa, et de l'article 23, § 2, 43°, de la loi électricité;

Vu l'avis de la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz, donné le 13 décembre 2012;

Considérant qu'il est impératif d'assurer une disponibilité permanente des services auxiliaires de réserves primaire et secondaire en 2013 afin de permettre au gestionnaire du réseau de transport de répondre de la sécurité, l'efficacité et la fiabilité du réseau, et conséquemment de permettre le fonctionnement de l'économie du pays et de ne pas perturber le fonctionnement des autres réseaux européens interconnectés; que, tenant compte des éléments précités et de la structure du marché, il est essentiel de déterminer immédiatement les modalités afin que la disponibilité et la fourniture des services auxiliaires du réglage primaire et secondaire puissent être assurées; qu'il faut intervenir d'urgence, dès lors que ces services indispensables ne sont garantis contractuellement ou par voie d'arrêté ministériel au gestionnaire du réseau de transport que jusqu'au 31 décembre 2012; qu'en l'absence de telles réserves, le gestionnaire du réseau de transport se trouverait dans l'impossibilité de garantir la sécurité du réseau conformément à l'article 8, § 1, 2°, de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011161 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché du gaz et au statut fiscal des producteurs d'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité, et ce à partir du 1er janvier 2013, dès 00 h 00;

Considérant que la loi du 8 janvier 2012Documents pertinents retrouvés type loi prom. 08/01/2012 pub. 11/01/2012 numac 2011011466 source service public federal economie, p.m.e., classes moyennes et energie Loi portant modifications de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité et de la loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations fermer a adapté les dispositions de la loi électricité concernant la procédure à suivre pour la contractualisation des services auxiliaires dont le gestionnaire du réseau de transport doit disposer et ce, tout en maintenant la possibilité d'intervention des autorités publiques et, le cas échéant, du Roi qui, en faveur de la sécurité d'approvisionnement, peut imposer, par décision contraignante, une obligation de service public couvrant le volume et les prix des services auxiliaires des producteurs dans la zone de réglage belge;

Considérant que cette possibilité d'intervention s'inspire de la situation du marché dans laquelle la demande d'un seul acteur envers un nombre limité d'offrants exige une procédure particulière afin que le service puisse être obtenu à un prix raisonnable;

Considérant que le gestionnaire du réseau de transport, la SA Elia System Operator, a lancé le 3 mai 2012 un avis de marché européen référencé 2012/S 88-144574 et 2012/S 88-144577 pour l'approvisionnement du réglage primaire et du réglage secondaire pour l'année 2013, suivi d'un appel d'offres du 26 mai au 22 juin 2012 inclus;

Considérant que la CREG a, dans sa décision (B)120621-CDC-1162 du 21 juin 2012, approuvé la méthodologie utilisée par le gestionnaire du réseau de transport pour la détermination des puissances de réserve primaire, secondaire et tertiaire pour 2013 nécessaires pour garantir la sécurité, la fiabilité et l'efficacité du réseau, et qu'en application de cette méthodologie, les besoins en réserve primaire ont été déterminés, à titre indicatif, pour l'année 2013, à 95 MW, dans l'attente des prescriptions définitives d'ENTSO-E, les besoins en réserve secondaire à 140 MW et les besoins en réserve tertiaire à 661 MW;

Considérant que, le 28 novembre 2012, ENTSO-E a stipulé qu'Elia, en tant que gestionnaire du réseau de transport responsable de la zone de réglage belge, doit disposer d'un volume de 91 MW de réserve primaire pour 2013;

Considérant que, dans sa lettre du 20 septembre 2012, la CREG a interprété la décision (B)120621-CDC-1162 dans le sens où un volume de réglage primaire de 30 MW peut être contracté pour 2013 en dehors de la zone de réglage d'Elia et qu'un volume d'environ 32,5 MW de réglage primaire asymétrique peut être contracté auprès de clients industriels à condition d'être complété par le complément asymétrique nécessaire pour conserver la symétrie de l'ensemble;

Considérant que le gestionnaire du réseau de transport a établi, le 13 juillet 2012, un rapport sur les offres reçues pour les services auxiliaires recherchés en exécution de l'article 12 quinquies de la loi électricité, en particulier pour le réglage primaire et le réglage secondaire, qu'il a adressé à la CREG et au Secrétaire d'Etat, et que ce rapport indiquait que les offres reçues pour ces deux services auxiliaires étaient suffisantes au niveau des volumes nécessaires mais que les prix reçus étaient très élevés, de sorte que le budget, approuvé par la CREG, dont dispose le gestionnaire du réseau de transport pour la réservation du réglage primaire et du réglage secondaire serait considérablement insuffisant si les volumes nécessaires étaient contractés aux prix reçus;

Considérant que la CREG a émis le 3 octobre 2012 un rapport relatif au caractère manifestement déraisonnable ou non des prix proposés à la SA Elia System Operator quant à la fourniture de services auxiliaires pour l'exercice d'exploitation 2013 dans lequel la CREG d'une part constate le caractère manifestement déraisonnable de la majorité des offres reçues et, d'autre part, considère explicitement certaines offres comme non manifestement déraisonnables qui, conjointement, ne sont pas suffisantes pour pouvoir contracter les volumes nécessaires;

Considérant que la CREG propose dans le rapport précité de maintenir le coût de l'approvisionnement du réglage primaire et du réglage secondaire pour l'exercice d'exploitation 2013 dans les limites du budget 2013 qui a été approuvé par le Comité de direction de la CREG comme élément de la proposition tarifaire adaptée de la SA Elia System Operator pour la période régulatoire 2012-2015;

Considérant que, pour des raisons environnementales et technico-économiques, les producteurs qui ne disposent que d'une centrale dans leur portefeuille pour livrer le réglage primaire et le réglage secondaire ou qui, sur base d'une répartition au prorata, seraient tenus de livrer une très petite puissance de réglage primaire et de réglage secondaire sont exonérés de la participation à ce service dès lors que celle-ci n'atteint pas la limite technique minimale; leur part étant répartie entre les autres producteurs, selon une clé justifiée sur le plan technico-économique.

Considérant que, face à la nécessité de recourir à un arrêté royal d'imposition de prix et volumes pour la fourniture des réserves primaires et secondaires, il a été constaté notamment sur base des dernières offres remises dans le cadre des discussions tenues avec la Direction générale Energie du SPF Economie que la meilleure manière d'optimaliser les conditions économiques de livraison des volumes requis est de répartir ceux-ci entre deux producteurs selon les volumes fixés dans cet arrêté;

Considérant que l'arrêté ministériel du 23 décembre 2011 imposant des conditions de prix et de fourniture pour l'approvisionnement en 2012 du réglage primaire et du réglage secondaire par différents producteurs fixait un prix unitaire de € 31,9 MW/h pour les producteurs tenus de mettre à disposition de la réserve primaire et de la réserve secondaire pendant les périodes d'heures pleines, d'heures creuses et d'heures de week-end, que ce prix unitaire permettait de maintenir le coût de la fourniture de réserves primaires et secondaires pour l'exercice 2012 dans les limites du budget 2012 approuvé par la CREG dans sa décision (B)111222-CDC-658E/19 relative à la demande d'approbation de la proposition tarifaire adaptée de la SA ELIA SYSTEM OPERATOR pour la période régulatoire 2012-2015;

Considérant que la décision (B)111222-CDC-658E/19 précitée ne pouvait raisonnablement prendre en compte l'évolution des marchés du gaz et de l'électricité menant à une augmentation du nombre d'heures durant lesquelles les unités participant à la fourniture de réserves primaires et de réserves secondaires se trouveraient dans une situation non économique, conduisant à une augmentation significative des coûts de must run pour 2013;

Considérant l'impact lié à l'augmentation de la cotisation fédérale « gaz » et à l'introduction de tarifs d'injection sur les coûts de la fourniture de réserves primaires et secondaires pour 2013;

Considérant qu'il n'y a pas que les centrales au gaz classiques qui servent de référence pour une fixation des prix correcte, mais aussi le coût moyen de l'ensemble du parc de production disponible susceptible de participer à la fourniture des services auxiliaires, donc y compris les unités de cogénération et unités hydro-électriques existantes capables d'offrir de la flexibilité à des conditions compétitives;

Considérant qu'en particulier, les producteurs n'ont tenu compte dans leurs offres de prix, ni de la rémunération de l'activation étendue pour le réglage secondaire, complémentaire à la rémunération de réservation définie dans cet arrêté, qui résulte du découplage, par le gestionnaire du réseau de transport, des offres à la hausse et des offres à la baisse de sorte que les producteurs peuvent obtenir une rémunération de l'activation beaucoup plus importante pour le réglage secondaire, ni d'une scission similaire entre une partie à la hausse et une partie à la baisse pour le calcul de la rémunération de l'activation des réserves fournies dans un même quart d'heure;

Considérant que le producteur dont l'offre de réglage primaire asymétrique à la baisse a été jugée non manifestement déraisonnable par la CREG ne souhaite pas contracter cette offre indépendamment de ses autres offres qui ont cependant été jugées manifestement déraisonnables par la CREG, le volume de cette offre non manifestement déraisonnable est inscrit dans cet arrêté;

Considérant qu'à la suite du rapport (RA)121003-CDC-1192 du 3 octobre 2012, la SA Elia System Operator a contracté, à l'exception d'une seule mentionnée ci-dessous, toutes les offres jugées non manifestement déraisonnables, de sorte que le présent arrêté ne porte que sur le volume restant de réglage primaire symétrique, à savoir 30,5 MW, sur un réglage primaire asymétrique à la baisse de 30,5 MW et sur le volume résiduel de réglage secondaire, à savoir 120 MW;

Considérant que l'appel d'offres publié par le gestionnaire du réseau de transport, qui aurait dû mener à une attribution des services recherchés aux mieux offrants, ne peut être mené à bien au vu de l'absence d'offres suffisantes à un prix raisonnable, et qu'il faut dès lors constater l'absence de l'existence d'un marché pour la fourniture des services de réglage primaire et de réglage secondaire;

Considérant que le rapport de la CREG ne mentionne aucune indication particulière quant à la répartition des volumes pour 2013 au cas où la participation au réglage primaire et au réglage secondaire ne se ferait pas de manière volontaire;

Considérant que tous les producteurs concernés par le présent arrêté ont été entendus individuellement par la Direction Générale Energie du SPF Economie et ont eu la possibilité, mais ne l'ont pas ou à peine utilisée, de déposer des offres corrigées en ce qui concerne les offres jugées manifestement déraisonnables par la CREG;

Considérant les dernières offres remises par les producteurs individuels, notamment dans le cadre des discussions tenues avec la Direction générale Energie du SPF Economie, notamment l'offre additionnelle d'EDF Luminus d'un volume de réserve secondaire de 23 MW qui se révèle moins intéressante que ses offres précédentes;

Considérant qu'une gestion optimale du parc de production d'Electrabel devrait logiquement conduire à un prix pour la fourniture de ces 23 MW additionnels de réserve secondaire inférieur à celui proposé par EDF Luminus;

Considérant que chacun des producteurs concernés par le présent arrêté dispose d'une ou plusieurs unités de production raccordées au réseau de transport, que ce soit au titre d'un droit réel ou d'un droit quelconque d'utilisation, permettant de fournir tout ou partie des services visés aux articles 243 et suivants de l'arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci;

Sur la proposition du Secrétaire d'Etat à l'Energie, Nous avons arrêté et arrêtons :

Article 1er.§ 1er. Les définitions contenues à l'article 2 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011161 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché du gaz et au statut fiscal des producteurs d'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité et à l'article 1er, § 2, de l'arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci sont applicables au présent arrêté. § 2. Pour l'application du présent arrêté, on entend par : 1° « heures pleines » : les heures comprises entre 8 heures et 20 heures des jours de semaine (du lundi au vendredi, jours fériés inclus);2° « heures creuses » : les heures comprises entre 20 heures et 8 heures (tous les jours de la semaine), et les heures comprises entre 8 heures et 20 heures les samedi et dimanche;

Art. 2.Le présent arrêté s'applique aux sociétés suivantes : ? la SA Electrabel, ayant son siège social à 1000 Bruxelles, boulevard Simon Bolivar 34, inscrite au Registre des entreprises sous le numéro 0403.170.701; ? la SA EDF Luminus, ayant son siège social à 1000 Bruxelles, rue du Marquis 1, inscrite au Registre des entreprises sous le numéro 0471.811.661,

Art. 3.Du 1er janvier 2013 au 31 décembre 2013 inclus, la SA Electrabel est tenue de mettre à la disposition du gestionnaire du réseau de transport, la SA Elia System Operator: ? une réserve primaire égale à un volume de 20 MW pendant les heures pleines et les heures creuses toutes les semaines; ? une réserve primaire asymétrique à la baisse égale à un volume de 30,5 MW pendant les heures pleines et les heures creuses toutes les semaines; ? une réserve secondaire égale à un volume de 69,5 MW pendant les heures pleines et les heures creuses toutes les semaines.

Art. 4.Du 1er janvier 2013 au 31 décembre 2013 inclus, la SA EDF Luminus est tenue de mettre à la disposition du gestionnaire du réseau de transport, la SA Elia System Operator : ? une réserve primaire égale à un volume de 10,5 MW pendant les heures pleines et les heures creuses toutes les semaines; ? une réserve secondaire égale à un volume de 50,5 MW pendant les heures pleines et les heures creuses toutes les semaines.

Art. 5.Pour 2013, les volumes fournis sont rémunérés aux prix suivants : 1° Pour la réserve primaire symétrique au prix unitaire de € 45 MW/h;2° Pour la réserve primaire asymétrique au prix unitaire de € 2,3 MW/h;3° Pour la réserve secondaire au prix unitaire de € 45 MW/h;

Art. 6.Les conditions déterminées dans les modèles de contrat de réglage primaire et de réglage secondaire et les conditions générales régissant les contrats de services auxiliaires jointes à l'appel d'offres que le gestionnaire du réseau de transport, la SA Elia System Operator, a annoncé le 3 mai 2012 avec référencé 2012/S 88-144574 et 2012/S 88-144577 pour la fourniture du réglage primaire et du réglage secondaire pour l'année 2013 sont d'application à l'approvisionnement visé aux articles 2 à 5 inclus du présent arrêté. Les documents précités sont annexés au présent arrêté.

Art. 7.Les mesures visées dans les articles 2 à 6 du présent arrêté sont adoptées pour une période d'une durée d'un an, à savoir du 1er janvier 2013 au 31 décembre 2013 inclus.

Art. 8.La Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz tient compte des prix visés à l'article 5 du présent arrêté lors de la détermination du revenu total nécessaire à l'exécution des obligations légales et réglementaires incombant au gestionnaire du réseau de transport en application de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011161 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché du gaz et au statut fiscal des producteurs d'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité.

Art. 9.Le présent arrêté entre en vigueur le 1er janvier 2013.

Art. 10.Le ministre ayant l'Energie dans ses attributions est chargé de l'exécution du présent arrêté.

Donné à Bruxelles, le 18 décembre 2012.

ALBERT Par le Roi : Le Secrétaire d'Etat à l'Energie, M. WATHELET

Annexe à l'arrêté royal du 18 décembre 2012 imposant des conditions de prix et de fourniture pour l'approvisionnement en 2013 du réglage primaire et du réglage secondaire par differents producteurs CONDITIONS DETERMINEES DANS LES MODELES DE CONTRAT DE RESERVE PRIMAIRE ET DE RESERVE SECONDAIRE ET LES CONDITIONS GENERALES JOINTES A L'AVIS DE MARCHE EUROPEEN REFERENCE 2012/S 88-144574 et 2012/S 88-144577, ETABLIES PAR LE GESTIONNAIRE DU RESEAU DE TRANSPORT

Pour la consultation du tableau, voir image CONDITIONS GENERALES REGISSANT LES CONTRATS DE SERVICES AUXILIAIRES 1. GENERALITES Domaine d'application Les présentes Conditions Générales sont applicables à tous les Contrats dit de Services Auxiliaires (ci-après appelés « Contrats »). Ces Contrats sont : - Contrat pour la coordination de l'appel des unités de production (dénommé « CIPU »); - Contrat de réglage primaire; - Contrat de réglage secondaire; - Contrat de réserve tertiaire; - Contrat de Black Start; - Contrat de réglage de la tension et de la Puissance réactive.

Aucune dérogation aux présentes Conditions Générales n'est admise sauf dérogation expresse dans les documents essentiels du Marché. Une pareille dérogation n'est, en toute hypothèse, applicable que pour le seul Contrat dans le cadre duquel elle a été convenue.

Définitions Sous réserve d'une autre spécification à appliquer en vue de réaliser les objectifs du Contrat, sans méconnaître pour autant les dispositions d'ordre public, les concepts définis dans la Loi Electricité, dans le Règlement Technique et dans d'autres dispositions prises en exécution de la Loi Electricité, les objectifs fixés dans le Contrat doivent également être entendus dans le sens de ces définitions légales ou réglementaires.

En conséquence, les définitions suivantes sont valables pour les objectifs du Contrat : « * » : dans une formule mathématique, symbole signifiant « multiplié »; « / » : dans une formule mathématique, symbole signifiant « divisé ». « Annexe » : signifie toute annexe aux Contrats; « ARP chargé du suivi de l'injection » : acteur d'un marché ayant acquis le statut de responsable d'accès par le biais d'un contrat de Responsable d'Accès conclu entre cet acteur du marché et ELIA et qui est désigné comme ARP chargé du suivi de l'injection d'un point d'accès déterminé dans un contrat d'accès; « Black-out » : une perturbation dans le cadre de laquelle le réseau de transport se retrouve entièrement ou partiellement hors tension; « Catégorie d'Unités de production » : un ensemble d'Unités de production présentant des caractéristiques techniques et économiques similaires; « Communication en temps réel » : la communication entre les Parties à l'aide de moyens qui permettent des échanges instantanés; « Communication hors temps réel » ou « Communication off-line » : communication entre les Parties n'ayant pas lieu en temps réel; « Conditions Générales » (CG) : Les présentes conditions générales régissant les contrats de services auxiliaires ; « Consigne » : valeur de consigne de la puissance à produire par une Unité de production; « Contrat » : signifie un des contrats de services auxiliaires tel que précisé à l'article 1.1.; « Contrats » : terme général désignant les contrats de services auxiliaires tels que précisés à l'article 1.1.; « Contrat CIPU ou CIPU » : Contrat pour la coordination de l'appel des Unités de Production. « D » ou « Jour D » : un jour calendrier, aussi appelé « le jour de l'exploitation »; « D-1 » ou « Jour D-1 » : le jour calendrier précédant le jour D; aussi appelé « le jour avant l'exploitation »; « D » ou « Decrémental » : un D bid accepté par ELIA. ELIA détermine le volume (en MW) de ce « D » et sa durée. Le prix d'un « D » (€ ) correspond à la multiplication du prix « D bid » par le volume (en MW) et la durée. Si le volume ou le prix « D bid » varient (par quart d'heure) au cours de la durée déterminée par ELIA, le calcul s'effectue pour chaque quart d'heure séparément et le prix du « D » (€ ) correspond à la somme des calculs individuels par quart d'heure; « D bid » ou « Decremental bid » : objet proposé par le Producteur à ELIA présentant trois caractéristiques (par Unité de production et par combustible) : ? le volume maximal, à savoir la quantité maximale de puissance, pouvant être activé le jour D par le Producteur à la demande d'ELIA afin de diminuer la quantité de puissance produite par la ou les Unités de production choisies par ELIA. ? le prix (en € par MWh), à payer par le Producteur à ELIA ? la durée, fixée à un quart d'heure. « ELIA » : Elia System Operator, le gestionnaire du réseau de transport; « Forced Outage » : un déclenchement imprévu et imprévisible d'une Unité de production, qui la rend entièrement incapable de produire de l'électricité; « Fournisseur » : désigne la personne physique ou morale avec qui ELIA SYSTEM OPERATOR a conclu un Marché. « Fréquence de réglage » : une valeur journalière définie quotidiennement par ENTSO-E qui s'élève à 50 Hz ou qui se situe entre 49.99 et 50.01 Hz; « I » ou « Incrémental » : I bid accepté par ELIA. ELIA détermine le volume (en MW) de ce « I » et sa durée. Le prix d'un « I » (€ ) correspond à la multiplication du prix « I bid » par le volume (en MW) et la durée. Si le volume ou le prix « I bid » varient (par quart d'heure) au cours de la durée déterminée par ELIA, le calcul s'effectue pour chaque quart d'heure séparément et le prix de l'« I » (€ ) correspond à la somme des calculs individuels par quart d'heure; « I bid » ou « Incremental bid » : objet proposé par le Producteur à ELIA présentant trois caractéristiques (par Unité de production et par combustible): ? le volume maximal, à savoir la quantité maximale de puissance (en MW), pouvant être activé le jour D par le Producteur à la demande d'ELIA afin d'augmenter la quantité de puissance produite par les Unités de production choisies par ELIA. ? le prix (en € par MWh), à payer par ELIA au Producteur ? la durée, fixée à un quart d'heure. « Injection nette » : injection (puissance ou énergie) de l'alternateur d'une Unité de production réduite de la consommation (puissance ou énergie) des services auxiliaires de cette Unité de production. Pour des sites destinés à la production d'électricité, cela correspond à la production nette du site, mais pas pour des sites avec une Unité de Production locale. « Jour ouvrable » : un jour calendrier à l'exception du samedi, du dimanche et des jours fériés légaux belges « Loi Electricité » : la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011161 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché du gaz et au statut fiscal des producteurs d'électricité fermer relative l'organisation du marché de l'électricité, telle que modifiée le cas échéant; « Loi du 2 août 2002Documents pertinents retrouvés type loi prom. 02/08/2002 pub. 07/08/2002 numac 2002009716 source service public federal justice Loi concernant la lutte contre le retard de paiement dans les transactions commerciales type loi prom. 02/08/2002 pub. 04/09/2002 numac 2002003392 source ministere des finances Loi relative à la surveillance du secteur financier et aux services financiers fermer » : la loi du 2 août 2002Documents pertinents retrouvés type loi prom. 02/08/2002 pub. 07/08/2002 numac 2002009716 source service public federal justice Loi concernant la lutte contre le retard de paiement dans les transactions commerciales type loi prom. 02/08/2002 pub. 04/09/2002 numac 2002003392 source ministere des finances Loi relative à la surveillance du secteur financier et aux services financiers fermer concernant la lutte contre le retard de paiement dans les transactions commerciales (M.B. 7 août 2002, p. 34281); « Marché » : désigne l'accord entre ELIA SYSTEM OPERATOR (ci-après appelé « Elia ») et le Fournisseur par lequel celui-ci s'engage à fournir à ELIA le/les service(s) convenu(s), matérialisé par les pièces constitutives listées à l'Article 2.1. des présentes Conditions Générales; « Mois M » : un mois calendrier; « Mois M-1 » : le mois calendrier précédent le mois M; « MVAr » : Mega Volt Ampère réactif, l'Unité dans laquelle est exprimée la Puissance réactive; « MW » : mégawatt; « Partie » : ELIA ou le Fournisseur, collectivement appelées les « Parties »; « Période » : heures de pointe, heures creuses ou le week-end

Day

Hour

Peak hours

Off peak hours

Weekend

Monday-Friday

0 to 7 hour

V

Monday-Fruday

7 ti 22 hour

V

Monday-Friday

22 to 24 hour

V

Saturday

0 to 7 hour

V

Saturday

7 ti 24 hour

V

Sunday

0 ti 22 hour

V

Sunday

22 to 24 hour

V

« Point d'accès » : le lieu physique et le niveau de tension du point où a lieu l'accès au réseau de transport; « Point d'injection » : un point d'accès où la puissance est injectée dans le réseau de transport; « Puissance active » : la puissance électrique qui peut être transformée en d'autres formes de puissance, telles que mécanique, thermique ou acoustique. « Puissance réactive » : la puissance électrique nécessaire pour la construction de champs magnétiques (par exemple dans les moteurs et transformateurs) ou de champs électriques (par exemple dans les condensateurs). La quantité est égale à 3 U I sinus(phi), où U et I sont les valeurs effectives des composantes fondamentales de l'onde de tension (entre une phase et la terre) et de l'onde de courant (dans cette phase), et où phi traduit le déphasage entre les composantes fondamentales de l'onde de tension et de l'onde de courant; « Programme d'accès journalier » : le programme journalier qui contient les informations nécessaires au sujet de l'accès au Réseau de transport pour un jour donné. Ces informations comprennent notamment les quantités d'énergie à injecter et/ou à prélever par le Responsable d'accès; « Programme de coordination journalier » : le programme journalier qui contient tous les I/D bids possibles et la quantité de puissance produite de chaque Unité de production et par unité de temps pour le jour D, en tenant compte des caractéristiques de l'Unité de production (combustibles possibles, down-time minimum, rapidité de réglage à la hausse ou à la baisse, puissance productible maximale pour le jour D, minimum technique pour le jour D) et tenant compte du domaine de puissance destiné au réglage primaire et au réglage secondaire, etc; « Programme nul » : un programme d'accès journalier qui prévoit qu'une Unité de production (spécifiée par le Producteur ou après modification par ELIA) n'injectera pas d'électricité dans le Réseau de transport au moment spécifié respectivement par le Producteur ou ELIA; « Puissance de réserve primaire souscrite » : la quantité (réglable à la hausse où à la baisse) de puissance de réserve (en MW) souscrite par ELIA auprès du Fournisseur dans le cadre du Contrat de réglage primaire de la fréquence; « Puissance nominale » ou « Pnom » : la puissance active d'une Unité de production qui détermine la puissance maximale livrable en continu dans le Réseau de transport dans des circonstances atmosphériques standardisées; « Réglage centralisé de la tension » : Support de la Tension de réseau par l'implication de tous les moyens qui contribuent à la stabilité de la tension (batteries, transformateurs et Unités de production) et par l'adaptation manuelle ou non de la Valeur de réglage pour la livraison et/ou l'absorption de Puissance réactive sur ces moyens à la demande d'ELIA; « Réglage primaire » : réglage automatique permettant de limiter les variations de fréquence. Par extension, le service de Réglage primaire comprend notamment : - La mise à disposition de la puissance de réserve primaire souscrite; - L'activation de cette puissance de réserve (réglage à la hausse ou à la baisse) suivant les modalités définies dans le Contrat de Réglage primaire de la Fréquence. « Réglage primaire de la tension » : le support instantané de la Tension de réseau par activation automatique du régulateur de tension après une variation locale ou non de la Tension de réseau; « Règlement Technique » : l'Arrêté royal du 19 décembre 2002 établissant un règlement technique pour la gestion du réseau de transport de l'électricité et l'accès à celui-ci; « Réserve Secondaire » ou « Réglage secondaire » : signifie la réserve de puissance mise à disposition d'ELIA lui permettant de ramener à leur valeur programmée des échanges d'énergie entre la zone de réglage et les autres zones de réglage. « Réserve rapide » : les moyens de production ou ressources comparables (clients interruptibles, etc) à la disposition du Producteur ou dont le Producteur possède le droit d'utilisation, et que le Producteur utilise pour assumer sa responsabilité de réglage de l'équilibre en tant que Responsable d'Accès suite au déclenchement d'une des Unités de production, dans les quinze (15) minutes suivant ce déclenchement; « Réserve Tertiaire » : réserve de puissance telle que reprise à l'article 157 du Règlement Technique et permettant à ELIA de rétablir l'équilibre entre l'offre et la demande de puissance active à l'intérieur de la Zone de Réglage. On distingue la Réserve Tertiaire contractée pour la durée du Marché par ELIA auprès d'un fournisseur particulier et la Réserve Tertiaire mise à sa disposition par ce fournisseur à chaque instant; « Responsable d'accès » : un acteur du marché à qui un contrat de responsable d'accès conclu entre cet acteur et ELIA a conféré le statut de responsable d'accès (= Contrat ARP); « Société liée » : toute société liée au sens de l'article 11 du code des sociétés; « Synchronoscope » : instrument permettant le couplage entre parties de réseaux quand certaines conditions sont respectées. Ces conditions concernent les différences de fréquence (glissement), d'amplitude de la tension et de phase entre les vecteurs de tension dans ces parties de réseaux; « Tension d'exploitation normale » ou « U norm exp » : la tension habituelle sur laquelle le Réseau de transport est exploité au Point d'injection; « Tension réseau » ou « Unet » : la tension du Réseau de transport sur le point d'injection (côté haute tension du transformateur élévateur); « ENTSO-E » (ex-UCTE) « European Network of Transmission System Operators for Electricity » (en cas de mention expresse dans ces Contrats, il s'agit des règles et recommandations de ENTSO-E qui sont en vigueur et qui servent de référence pour la relation entre les Parties sauf stipulations contraires dans les Contrats); « Unité de Pompage/Turbinage » : Unité de production hydraulique qui comprend un générateur capable de produire ou d'absorber de l'énergie électrique. « Unité de production » : une unité physique comportant un générateur et produisant de l'électricité; « Unité de production non réglante » : toutes les Unités de production qui ne sont pas des Unités de production réglantes; « Unité de production réglante » : chaque Unité de production qui peut participer aussi bien au Réglage primaire de la tension qu'au Réglage centralisé de la tension; « Valeur de réglage » : une consigne pour la Puissance réactive à produire (fournir) ou à absorber par une Unité de production; « W » : la semaine calendrier qui contient le jour D; elle commence le lundi matin à 00.00 heure et finit le dimanche soir à 24.00 heures; « Wi » : la semaine calendrier i, (1 < = i < = 53) dans une année calendrier; elle commence le lundi matin à 00.00 heure et finit le dimanche soir à 24.00 heures; la semaine calendrier W1 contient le premier jeudi de l'année.; « W-1 » : la semaine calendrier qui précède d'une (1) semaine la semaine W; « W-10 » : la semaine calendrier qui précède de dix (10) semaines la semaine W; « W-n » : la semaine calendrier qui précède de n semaines la semaine W; « Y » : l'année calendrier qui contient le jour D; elle commence le 1er janvier à 00.00 heures et se termine le 31 décembre à 24.00 heures; « Y-1 » : l'année calendrier précédant l'année Y; « Zone de réglage » : zone de réglage coordonnée par ELIA, définie par les règles et recommandations de ENTSO-E dans le cadre de la coordination des échanges d'énergie entre les zones de réglage ENTSO-E;

Interprétation Les titres et les dénominations principales des Marchés sont uniquement mentionnés pour simplifier les références et n'expriment d'aucune manière les intentions des Parties. Il n'en sera pas tenu compte pour l'interprétation des clauses des Marchés.

Les Annexes des Contrats font partie intégrante des Contrats. Chaque référence aux Contrats renvoie également aux Annexes et vice-versa.

S'il existe un conflit d'interprétation entre une Annexe d'un Contrat et une ou plusieurs clauses dudit Contrat, ce sont les clauses du Contrat qui prévalent.

La concrétisation dans un Marché d'une obligation ou d'une disposition spécifique reprise dans le Règlement Technique, ne sera d'aucune manière considérée comme dérogeant aux obligations ou dispositions qu'il convient d'appliquer à la situation concernée en vertu du Règlement Technique. 2. MARCHE Pièces constitutives Le Marché est constitué au minimum par les documents suivants, en possession du Fournisseur : ? le Contrat signé par ELIA et le Fournisseur en ce compris toutes ses Annexes; ? les Conditions Générales En cas de difficulté d'interprétation ou de contradiction entre les pièces constitutives du Marché, chaque pièce prévaut sur la suivante dans l'ordre où elles sont énumérées dans le Contrat ou dans la commande, et, à défaut d'une telle énumération, dans l'ordre dans lequel elles sont énumérées ci-dessus.

En cas de difficulté d'interprétation ou de contradiction entre une pièce constitutive du Marché et ses compléments et Annexes, le document principal prévaut.

Les documents échangés entre ELIA et le Fournisseur antérieurement à la date de conclusion du Marché ne peuvent jamais prévaloir sur les dispositions de celui-ci, ni se cumuler à celles-ci. Ils ne peuvent être invoqués que pour préciser des dispositions du Marché susceptibles de plusieurs interprétations.

Conclusion du Marché A défaut d'être précisé dans le Contrat, le Marché est réputé débuter le 1er janvier de chaque année et se terminer le 31 décembre de la même année inclus, pour autant que l'ensemble des contrats mentionnés ci-dessous soient signés par ELIA et le Fournisseur et qu'ils restent en vigueur pendant toute la durée de validité dudit Marché: ? un « Contrat de responsable d'accès »; ? un « Contrat d'accès »; ? un « Contrat pour la coordination de l'appel des Unités de production (CIPU) ».

L'exécution du Marché est suspendue dans la mesure où et aussi longtemps que les contrats mentionnés ci-dessus sont suspendus ou résiliés. 3. FACTURATION ET PAIEMENT Modalités de facturation - Prescriptions générales L'absence d'une des mentions légales ou contractuelles prescrites rend la facture nulle et non avenue.Dans ce cas, ELIA se réserve le droit de renvoyer la facture dans un délai de quinze (15) Jours ouvrables au Fournisseur. Ce renvoi équivaut à protestation de la facture sans qu'aucune autre réaction de ELIA ne soit requise à cet effet. Le non-respect des instructions d'ELIA en matière de facturation, dans le chef du Fournisseur, rend la facture erronée et fait l'objet d'une note de crédit à ELIA. Modalités de paiement Les paiements sont effectués endéans les quinze (15) Jours ouvrables suivant la réception de la facture mensuelle. Elia paie au Fournisseur le total facturé par virement sur le compte bancaire indiqué. Pour l'application de cet article, une facture est considérée comme reçue le troisième Jour ouvrable suivant la date d'envoi de la facture ou la note de crédit (selon la date de la poste).

En cas de contestation d'un montant facturé, le montant non contesté sera acquitté.

Intérêts de retard Toute somme impayée à l'échéance sera de plein droit et sans nécessité d'un avis ou de l'envoi d'une mise en demeure, productive d'un intérêt de retard sur le total facturé au taux prévu à l'article 5 de la loi du 2 août 2002Documents pertinents retrouvés type loi prom. 02/08/2002 pub. 07/08/2002 numac 2002009716 source service public federal justice Loi concernant la lutte contre le retard de paiement dans les transactions commerciales type loi prom. 02/08/2002 pub. 04/09/2002 numac 2002003392 source ministere des finances Loi relative à la surveillance du secteur financier et aux services financiers fermer à partir du jour suivant la date de cette échéance et jusqu'au paiement complet de la somme due. 4. RESPONSABILITE 4.1. Sans préjudice de l'obligation du paiement des pénalités telle que prévue dans le Contrat, la mise à disposition permanente des services est dans le chef du Fournisseur une obligation de moyen. 4.2. Les Parties mettront, pour la durée du Contrat, tout en oeuvre, dans la mesure de leurs possibilités, pour éviter les éventuels dommages causés par une Partie à l'autre et, le cas échéant, pour les limiter. 4.3. Les Parties ne sont pas responsables, l'une envers l'autre, pour les dommages indirects ou imprévisibles, parmi lesquels notamment, les pertes de revenus et/ou les pertes liées à l'interruption des activités. 4.4. Le Fournisseur préservera et indemnisera ELIA de toute revendication et réclamation émanant de tiers pour tous dommages directs et/ou indirects, matériels et/ou immatériels, découlant de et/ou liés à la faute du Fournisseur dans l'exécution de ce Contrat; la dite faute étant celle que ne commettrait en aucun cas, dans ces circonstances, un producteur professionnel et expérimenté, agissant selon les règles de l'art et prenant en considération toutes les mesures raisonnables de prudence. 4.5. Dans tous les cas, le montant que le Fournisseur serait amené à indemniser est limité à maximum douze millions et demi [12,5 millions] EUR par an. 4.6. Dès qu'une Partie a connaissance d'une quelconque demande d'indemnisation (en ce compris la demande d'indemnisation découlant de la plainte d'un tiers) pour laquelle celle-ci disposerait éventuellement d'un recours contre l'autre Partie, cette Partie en informera immédiatement l'autre Partie. La notification sera faite au moyen d'une lettre recommandée, qui mentionnera la nature de la demande, son montant (si connu) et le mode de calcul, tout ceci raisonnablement détaillé et avec référence aux dispositions légales, réglementaires ou contractuelle sur lesquelles la demande est basée. 5 FORCE MAJEURE 5.1. Sans préjudice des droits et obligations des Parties en cas de situation d'urgence, comme défini dans les dispositions légales et/ou réglementaires applicables et sans préjudice de l'application du code de sauvegarde et code de reconstitution établis en exécution des articles 312 et suivants du Règlement Technique, les Parties seront, en cas de force majeure, qui empêche totalement ou partiellement l'exécution du Marché et aussi longtemps que cette situation perdurera, déchargées de leurs obligations respectives se rapportant à une prestation devenue impossible, sous réserve des obligations pécuniaires nées avant la force majeure. 5.2. Par cas de force majeure, il convient d'entendre des évènements qui ne pouvaient être raisonnablement prévus, survenus après la conclusion du Marché, qui ne peuvent être imputés à une faute de l'une ou l'autre des Parties et qui rendent l'exécution du Marché temporairement ou définitivement impossible. Les situations suivantes sont entre autres à considérer comme force majeure pour autant qu'elles répondent aux conditions mentionnées à la phase précédente. 1° les catastrophes naturelles, consécutives à des tremblements de terre, des inondations, des tempêtes, des cyclones ou d'autres situations climatologiques exceptionnelles;2° une explosion nucléaire ou chimique et ses conséquences;3° un virus informatique, l'effondrement du système informatique pour des raisons autres que la vétusté ou le manque d'entretien du système;4° l'impossibilité technique temporaire ou permanente pour le Réseau d'échanger de l'électricité en raison de perturbations au sein de la zone de réglage causées par des flux d'électricité qui résultent d'échanges d'énergie au sein d'une autre zone de réglage ou entre deux ou plusieurs autres zones de réglage et dont l'identité des acteurs du marché concernés par ces échanges d'énergie n'est pas connue du gestionnaire du réseau et ne peut raisonnablement l'être par ELIA;5° un conflit collectif qui donne lieu à une mesure unilatérale des employés (ou groupe d'employés) ou tout autre conflit social;6° l'incendie, l'explosion, le sabotage, l'acte de nature terroriste, l'acte de vandalisme, les dégâts provoqués par des actes criminels, la contrainte de nature criminelle et les menaces de même nature;7° la guerre - déclarée ou non -, la menace de guerre, l'invasion, le conflit armé, l'embargo, la révolution, la révolte;8° le fait du prince. 5.3. La Partie qui invoque une situation de force majeure, informe le plus rapidement possible l'autre Partie des circonstances pour lesquelles elle ne peut exécuter partiellement ou entièrement ses obligations, du délai raisonnablement prévisible de non-exécution et des mesures qu'elle a prises. 5.4. La Partie qui invoque une situation de force majeure met néanmoins tout en oeuvre pour limiter les conséquences de la non-exécution de ses obligations et pour remplir à nouveau celles-ci. 5.5. Si la situation de force majeure a une durée de trente (30) jours consécutifs ou plus et qu'une Partie, consécutivement à cette situation de force majeure, est dans l'impossibilité de remplir les obligations essentielles du Marché, l'une ou l'autre des Parties peut résilier le Marché avec effet immédiat via l'envoi d'une lettre recommandée motivée. 6 CONFIDENTIALITE 6.1. Les Parties s'engagent à traiter de manière confidentielle et à ne pas communiquer à des tiers toute information, qu'elles s'échangent mutuellement ou qu'elles reçoivent dans le cadre ou à l'occasion du Marché sauf si au moins une des conditions suivantes est remplie: 1° si ELIA et/ou le Fournisseur est appelé à témoigner en justice ou dans leurs relations avec les autorités de contrôle du marché de l'électricité ou d'autres autorités administratives;2° en cas d'autorisation écrite préalable de celui dont émanent les informations confidentielles;3° en ce qui concerne ELIA, en concertation avec d'autres gestionnaires de réseaux ou dans le cadre de contrats et/ou de règles avec les gestionnaires de réseaux étrangers, pour autant que ce soit nécessaire pour la sécurité, la fiabilité ou l'efficacité du réseau de transports et/ou des réseaux qui y sont connectés et pour autant que le destinataire de l'information s'engage à donner à cette information le même degré de confidentialité que celui donné par ELIA;4° si cette information est aisément ou habituellement accessible ou disponible dans le public;5° lorsque la communication de l'information par ELIA et/ou Le Fournisseur est indispensable pour des raisons techniques ou de sécurité, entre autres à des sous-traitants et/ou leurs travailleurs et/ou leurs représentants, pour autant que ce(s) destinataire(s) soient lié(s) par des règles de confidentialité qui garantissent la protection de la confidentialité de l'information de manière appropriée. 6.2. Les Parties acceptent que la confidentialité des données ne puisse être invoquée entre elles, ni à l'égard d'autres personnes impliquées dans l'exécution du Marché. 6.3. Une Partie ne peut pas, pour des raisons de confidentialité, refuser de communiquer des données essentielles et pertinentes pour l'exécution du Marché. L'autre Partie à laquelle ces données sont communiquées garantit d'en conserver le caractère confidentiel. 6.4. Chacune des Parties prend les mesures nécessaires pour que cet engagement de confidentialité soit également respecté strictement par ses travailleurs, ainsi que par toute personne qui, sans cependant être employée par l'une des Parties mais pour laquelle cette Partie est effectivement responsable, a eu valablement accès à cette information confidentielle. Cependant, cette information confidentielle sera uniquement communiquée sur base du "need to know" et en outre on attirera chaque fois l'attention sur la nature confidentielle de cette information. 6.5. Toute infraction au présent engagement de confidentialité sera considérée comme une faute grave dans le chef de la Partie qui viole ainsi son engagement. Cette infraction donne lieu à dédommagement pour tout préjudice direct ou indirect, matériel ou moral (par dérogation à l'article 4.3 des présentes Conditions Générales) dont l'autre Partie présente la justification. 6.6. Chacune des Parties conserve la pleine propriété de cette information confidentielle, même lorsqu'elle a été communiquée à d'autres Parties. 6.7. Sans préjudice des dispositions légales et réglementaires applicables, les obligations de confidentialité précitées restent applicables pour une durée de cinq (5) ans après la fin du Marché. 7 CHANGEMENT DE CIRCONSTANCES - HARDSHIP 7.1. Une Partie reste tenue de l'exécution de ses obligations y compris lorsque celles-ci sont rendues plus difficiles, soit parce que les coûts de l'exécution ont augmenté, soit parce que la valeur de la contre-prestation qu'elle reçoit est diminuée. 7.2. S'il se produit toutefois un événement : 1° qui a lieu après la conclusion du Marché;2° qui n'est pas de nature à devoir être raisonnablement pris en compte lors de la conclusion du Contrat en question;3° pour lequel la Partie qui l'invoque, ne doit pas en assumer le risque en vertu dudit contrat;4° qui n'est pas à imputer à une faute commise par la Partie qui invoque cet événement;et 5° par lequel l'équilibre du Contrat est considérablement rompu. Dans ce cas les Parties sont obligées d'entamer des négociations conformément à la procédure stipulée aux articles 8.2 et 8.4. ci-dessous, en vue d'une adaptation ou d'une résiliation du présent Marché. 8 REVISION DU CONTRAT 8.1. Les Parties conviennent d'examiner ensemble les possibilités et/ou les modalités d'une révision du Contrat en cause, à la requête de la Partie la plus diligente, dans les circonstances suivantes : 1° Dans le cas défini à l'article 7.2.; 2° En raison de mesures de l'autorité indépendantes de la volonté du Fournisseur et/ou de ELIA suite auxquelles le Fournisseur et/ou ELIA subissent un préjudice grave et permanent dans l'exécution de leurs engagements contractuels.3° Dans le cas d'une modification de l'une ou de plusieurs des règles, recommandations et/ou procédures de ENTSO-E concernant l'objet du Contrat, en vue d'adapter le Contrat dans le sens des modifications apportées aux règles, recommandations et procédures de ENTSO-E; 4° En cas de modification, pour quelque raison que ce soit, de l'un ou de plusieurs des contrats mentionnés à l'article 2.2, dans la mesure où une révision est alors exigée pour conserver la cohésion et l'équilibre économique et technique entre ces contrats; 5° Si les exigences légales ou réglementaires rendent inévitable la révision du Contrat. 8.2. La Partie qui souhaite ainsi voir le Contrat modifié ou revu informe l'autre Partie: 1° des dispositions du Contrat qui font l'objet de la demande de modification ou de révision;2° des raisons pour lesquelles cette modification ou révision est demandée;et 3° d'une proposition concrète de modification ou de révision, incluant une proposition de clause. 8.3. Les Parties s'engagent à se concerter, dans les plus brefs délais mais, au plus tard, dans les dix (10) Jours ouvrables suivant la réception par l'autre Partie de la demande de modification ou de révision du Contrat, et à tout mettre en oeuvre pour, le cas échéant, compléter, modifier, revoir ou remplacer par des amendements appropriés les dispositions du Contrat faisant l'objet de la demande de modification ou de révision. Ce faisant, les Parties souhaitent toutes deux maintenir et respecter les principes de collaboration tels que définis dans le Contrat. 8.4. Si dans les trente (30) Jours ouvrables qui suivent la première réunion relative à la modification ou à la révision de la totalité ou d'une partie des clauses du Contrat, les Parties n'ont pu arriver à un accord, il sera fait application de la procédure de règlement des litiges stipulée à l'article 11. 8.5. Le Tribunal compétent peut à l'initiative de la Partie la plus diligente : 1° résilier le Contrat à la date et aux conditions qu'il détermine;ou 2° modifier le Contrat dans le but de partager entre les Parties de manière équitable les pertes et gains résultant de la modification des circonstances. Dans les deux cas, le Tribunal compétent peut accorder une compensation pour la perte subie en raison du refus d'une des Parties de négocier ou si les négociations sont contraires au respect de la bonne foi. 9. RESILIATION ANTICIPEE DU MARCHE Le Marché peut être résilié unilatéralement par l'une des parties sans intervention judiciaire dans le cas où l'autre partie (la « partie défaillante ») ne corrige pas la faute dans un délai de quinze (15) Jours ouvrables après que la partie défaillante ait reçu une lettre recommandée avec accusé de réception signalant la faute et avertissant que le Marché sera résilié sans autre forme de notification si ladite faute n'est pas entièrement corrigée dans le délai fixé.La résiliation interviendra sous réserve de tous les moyens de droit dont la partie qui n'est pas défaillante, dispose à l'égard de la Partie défaillante, en ce compris les dédommagements. 10. DISPOSITIONS DIVERSES 10.1. Le fait pour une des Parties de ne pas exiger l'application d'une ou plusieurs clauses quelconques d'un Marché, que ce soit de façon permanente ou temporaire, ne pourra en aucun cas être considéré comme une renonciation aux droits de cette Partie découlant de ladite ou desdites clauses. 10.2. Sans préjudice de l'application des lois et règlements s'y rapportant, le Marché renferme, conjointement avec les Annexes, l'intégralité de l'accord conclu entre les Parties et contient tous les arrangements qui ont été convenus entre les Parties dans le cadre de ce Marché. 10.3. Toute notification requise par le Marché sera réalisée conformément aux dispositions prévues à l'Annexe 2. Toute modification d'information relative à cette Annexe devra être communiquée à l'autre Partie au moins dans les sept (7) Jours ouvrables avant la date où la modification sortira ses effets. 10.4. Sauf s'ils sont cédés à une Société liée, les droits et obligations stipulées dans le Marché ne peuvent, de quelque façon que ce soit, être cédés, ni totalement ni partiellement, sans l'autorisation écrite et préalable de l'autre Partie. Cette autorisation ne peut être refusée ou retardée pour des motifs déraisonnables. 10.5. L'invalidité d'une ou plusieurs dispositions du Marché, à moins que cette invalidité n'affecte l'objet même du Marché, sera sans effet sur la validité, l'interprétation et/ou l'exécution des autres dispositions du Marché. 10.6. Si une ou plusieurs dispositions du Marché devaient être déclarées invalides ou non exécutables, les Parties se concerteront, à la demande de la Partie la plus diligente, afin de modifier la ou les dispositions déclarées invalides ou non exécutables. Cela se fera suivant la procédure telle que prévue à l'article 8 des présentes Conditions Générales. 10.7. Les Parties s'engagent, pour la durée du Marché, à s'informer, dans les meilleurs délais possibles, de tout événement ou information dont la Partie qui en a connaissance doit raisonnablement considérer que cet événement, ou information, est susceptible d'avoir un effet défavorable sur le Marché et/ou sur l'exécution des obligations déterminées dans le Marché à l'égard de l'autre Partie. 10.8. Dans la mesure du possible, chaque Partie, dans l'exécution de ses obligations conformément au Marché, tient compte de l'intérêt de l'autre Partie et exécute ses obligations de manière telle à ne pas causer de préjudice à l'autre Partie. 11. DROIT APPLICABLE - R'GLEMENT DES LITIGES 11.1. Les Marchés sont régis et interprétés conformément au droit belge. 11.2. Les Parties s'efforceront, en cas de différend ou de conflit d'interprétation entre les Parties concernant l'une ou l'autre clause d'un Marché ou concernant leur exécution, de régler à l'amiable leur différend ou leur conflit d'interprétation, avant d'avoir recours aux moyens judiciaires dont elles disposent, mais sous réserve de tous les moyens exigés en raison de l'extrême urgence, en ce compris le cas échéant par voie de référé. Les Parties s'engagent à organiser une réunion de concertation dans les 10 jours après la réception d'une lettre recommandée dans laquelle le différend est soulevé par l'une des Parties. Si les Parties n'arrivent pas à un accord dans les 30 jours après cette première réunion, la Partie la plus diligente soumettra l'affaire au tribunal, conformément aux dispositions de l'article 11.3. 11.3. Tout litige relatif à la conclusion, la validité, l'interprétation ou l'exécution d'un Marché ou d'accords ou opérations ultérieurs qui pourraient en découler, ainsi que tout autre litige relatif ou lié au Marché sera soumis aux tribunaux de Bruxelles.

Vu pour être annexé à Notre arrêté du 18 décembre 2012. imposant des conditions de prix et de fourniture pour l'approvisionnement en 2013 du réglage primaire et du réglage secondaire par différents producteurs.

ALBERT Par le Roi : Le Secrétaire d'Etat à l'Energie, M. WATHELET