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http://www.ejustice.just.fgov.be/eli/arrete/2002/07/16/2002011314/justel

Titre
16 JUILLET 2002. - Arrêté royal relatif à l'établissement de mécanismes visant la promotion de l'électricité produite à partir des sources d'énergie renouvelables [et l'indemnisation des titulaires d'une concession domaniale offshore en cas d'indisponibilité du Modular Offshore Grid]. (Intitulé modifié par AR 2019-02-11/06, art. 1; En vigueur : 03-03-2019)
(NOTE : Consultation des versions antérieures à partir du 23-08-2002 et mise à jour au 21-02-2019)

Source : AFFAIRES ECONOMIQUES
Publication : 23-08-2002 numéro :   2002011314 page : 37193   IMAGE
Dossier numéro : 2002-07-16/39
Entrée en vigueur : 01-07-2003

Table des matières Texte Début
CHAPITRE I. - Définitions et champ d'application.
Art. 1-2
CHAPITRE II. - Dispositions particulières relatives à l'octroi de certificats verts pour l'électricité produite à partir des installations visées à l'article 6 de la loi.
Section I. - Agrément des Organismes de contrôle.
Art. 3
Section II. - Garantie d'origine de l'électricité verte produite à partir des installations visées à l'article 6 de la loi.
Art. 4-6
Section III. - Conditions d'octroi des certificats verts pour l'électricité verte produite à partir des installations visées à l'article 6 de la loi.
Art. 7
Section IV. - Procédure d'octroi des certificats verts pour l'électricité verte produite à partir des installations visées à l'article 6 de la loi.
Art. 8-13
CHAPITRE III. - Mesures visant à assurer l'écoulement sur le marché, à un prix minimal, d'un volume minimal d'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables.
Section I. - Prix minima.
Art. 14
Art. 14 DROIT FUTUR
Section II. [1 - Perception, facturation et informations]1
Art. 14bis, 14ter, 14quater, 14quinquies, 14sexies, 14septies, 14octies
Section II. [1 - Dégressivité]1
Art. 14nonies, 14decies, 14undecies, 14duodecies, 14terdecies
CHAPITRE IIIbis. [1 - Modular Offshore Grid]1
Art. 14quaterdecies, 14quinquiesdecies, 14sexiesdecies, 14septiesdecies, 14octiesdecies, 14noviesdecies, 14vicies, 14viciessemel
[1Chapitre IV.]1 - Dispositions finales et transitoires.
Art. 15-17
ANNEXE.
Art. N

Texte Table des matières Début
CHAPITRE I. - Définitions et champ d'application.

  Article 1.§ 1er. Les définitions contenues dans l'article 2 de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité, dénommée ci-après " la loi ", s'appliquent au présent arrêté.
  § 2. Pour l'application du présent arrêté, il faut entendre par :
  1° " électricité verte " : l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables;
  2° " organisme de contrôle " : organisme agréé par le ministre conformément à l'article 3;
  3° " certificat de garantie d'origine " : le document attestant la garantie d'origine de l'électricité verte conformément à l'article 4 du présent arrêté;
  4° " certificat vert " : bien immatériel attestant qu'un producteur a produit une quantité déterminée d'électricité verte, au cours d'un intervalle de temps déterminé;
  5° " banque de données " : la banque de données visée à l'article 13 du présent arrêté, centralisée et gérée par la commission, reprenant les certificats verts émis ainsi que les données reprises sur ces certificats;
  6° " décrets et ordonnance électricité " : l'ensemble formé par le décret du 17 juillet 2000 du Parlement flamand relatif à l'organisation du marché de l'électricité, le décret du 12 avril 2001 du Parlement wallon relatif à l'organisation du marché régional de l'électricité et l'ordonnance du 19 juillet 2001 du Conseil de la Région de Bruxelles-Capitale relative à l'organisation du marché de l'électricité en Région de Bruxelles-Capitale.
  (7° "surcharge certificat vert" : la surcharge destinée à compenser le coût réel net supporté par le gestionnaire du réseau résultant de l'obligation d'achat et de vente des certificats verts, telle que prévue par l'article 14;
  8° [1 " Méthodologie tarifaire " : la méthodologie tarifaire adoptée par la commission en application de l'article 12 ou 12quater, § 2, de la loi;]1
  9° " consommateur final " : toute personne physique ou morale établie sur le territoire belge qui a consommé l'électricité pour son propre usage;) <AR 2008-10-31/31, art. 1, 003; En vigueur : 14-11-2008>
  [2 10° "LCOE" : l'ensemble des coûts annuels, calculés sur un délai de vingt ans et standardisés sur la base d'un cadre de référence technologique généralement applicable, nécessaires pour produire 1 MWh d'électricité, et qui contiennent, entre autres, les coûts d'investissement et les coûts d'exploitation et d'entretien, ainsi que les coûts de financement, calculés avec l'actualisation des flux financiers [3 ...]3;
   11° "prix de référence de l'électricité" : moyenne, exprimée en euros/MWh, des cotations journalières au cours de l'année Y-1 des contrats futurs " calendar Y ", telles que publiées par APX Holding B.V., enregistrée au registre néerlandais de la Chambre du commerce sous le numéro 34153887, dont le siège est Hoogoorddreef 7, Amsterdam 1101 BA, sous le titre "ENDEX" et le sous-titre "ENDEX Cal+1";
   12° "tarif de déséquilibre applicable pour un déséquilibre positif" : tarif, publié sur le site web du gestionnaire du réseau, appliqué au responsable d'accès, rémunérant l'achat, par le gestionnaire du réseau au responsable d'accès, de l'énergie excédentaire injectée par le responsable d'accès;]2
  [3 13° " NEMO " : un opérateur désigné du marché de l'électricité en application du 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.]3
  [4 14° " achèvement mécanique " : état d'achèvement d'une installation de production d'électricité, en ce compris les instruments, le câblage et tout composant électrique et mécanique, en vertu duquel l'installation est physiquement complète et certifiée par un organisme de certification accrédité conformément aux dispositions légales et réglementaires en vigueur en Belgique, toutes les inspections nécessaires à sa mise en service ayant été accomplies, à l'exception de celles portant sur des points qui requièrent au préalable le raccordement des installations au Modular Offshore Grid.]4
  ----------
  (1)<AR 2013-08-17/15, art. 1, 006; En vigueur : 01-07-2013>
  (2)<AR 2014-04-04/60, art. 1, 007; En vigueur : 14-06-2014>
  (3)<AR 2017-02-09/10, art. 1, 008; En vigueur : 04-03-2017>
  (4)<AR 2019-02-11/06, art. 2, 010; En vigueur : 03-03-2019>

  Art. 2. En application de l'article 7 de la loi visant à prendre des mesures en vue d'assurer l'écoulement sur le marché, à un prix minimal, d'un volume minimal d'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables, les mesures suivantes sont introduites :
  1° une procédure d'octroi de certificats de garantie d'origine pour les installations de production d'électricité verte produite en conformité avec l'article 6 de la loi;
  2° une procédure d'octroi et de délivrance des certificats verts pour l'électricité produite par les titulaires de concessions domaniales visées à l'article 6 de la loi;
  3° l'établissement de prix minima pour la production d'électricité verte.

  CHAPITRE II. - Dispositions particulières relatives à l'octroi de certificats verts pour l'électricité produite à partir des installations visées à l'article 6 de la loi.

  Section I. - Agrément des Organismes de contrôle.

  Art. 3. § 1er. Pour être agréé, un organisme de contrôle doit remplir les conditions suivantes :
  1° disposer de la personnalité juridique et être indépendant de tous producteurs, intermédiaires ou fournisseurs d'électricité;
  2° être accrédité sur base des critères de la norme NBN EN45004 pour les activités prévues dans le présent arrêté, conformément au système d'accréditation mis en place en exécution de la loi du 20 juillet 1990 concernant l'accréditation des organismes de certification et de contrôle, ainsi que des laboratoires d'essais ou par un système d'accréditation équivalent établi dans un pays membre de l'Espace économique européen;
  3° s'engager à transmettre au ministre et à la commission les rapports réalisés suite aux visites des installations de production d'électricité verte relatives au certificat de garantie d'origine.
  § 2. La demande d'agrément est introduite auprès du ministre, accompagnée des pièces justificatives y afférentes. Celui-ci accorde ou refuse l'agrément à l'issue de l'examen de la demande, et après avis de la commission. L'agrément est délivré pour une période renouvelable de trois ans.
  § 3. Le retrait d'agrément est décidé par le ministre :
  1° lorsque l'organisme de contrôle ne satisfait plus aux conditions d'agrément fixées au § 1er du présent article;
  2° lorsque l'organisme de contrôle fait l'objet d'un retrait de son accréditation;
  3° lorsque des erreurs répétées sont constatées dans l'exercice de ses missions.
  La décision de retrait est motivée. Elle n'est prise qu'après que l'organisme ait été dûment convoqué par le ministre ou son délégué.
  § 4. L'organisme de contrôle est chargé de délivrer le certificat de garantie d'origine et d'exercer un contrôle périodique, au minimum annuel, sur la conformité des données de la garantie d'origine.

  Section II. - Garantie d'origine de l'électricité verte produite à partir des installations visées à l'article 6 de la loi.

  Art. 4. § 1er. Une installation de production d'électricité visée à l'article 6 de la loi ne sera considérée comme installation de production d'électricité verte que si un certificat de garantie d'origine délivré par un organisme de contrôle agréé lui a été attribué.
  § 2. Le certificat de garantie d'origine atteste que l'électricité effectivement produite est de l'électricité verte et que la quantité produite est calculée selon les normes de mesures en vigueur. Il mentionne au moins :
  - la ou les sources à partir desquelles l'électricité est produite;
  - la technologie utilisée pour la production;
  - la technologie utilisée pour comptabiliser la production;
  - la puissance nette développable de l'installation de production;
  - les aides et subsides éventuels octroyés pour la construction ou le fonctionnement de l'installation de production, ou pour la production d'électricité par cette installation;
  - la date de mise en service projetée de l'installation;
  - le lieu de production.

  Art. 5. Toute demande de certificat de garantie d'origine est adressée à un organisme dûment agréé conformément à l'article 3 du présent arrêté.
  En cas de modification des instruments de mesures ou de tout élément repris dans le certificat de garantie d'origine, le titulaire de ce certificat en informe, dans les quinze jours, un organisme de contrôle agréé. Ce dernier procède, le cas échéant, à l'élaboration d'un nouveau certificat.

  Art. 6. A tout moment, la commission peut requérir d'un organisme de contrôle agréé qu'il procède à un contrôle et examine si les éléments repris dans le certificat de garantie d'origine correspondent à la réalité. Dans le cas contraire, le certificat de garantie d'origine est retiré.

  Section III. - Conditions d'octroi des certificats verts pour l'électricité verte produite à partir des installations visées à l'article 6 de la loi.

  Art. 7.§ 1er. Des certificats verts sont attribués par la commission aux producteurs qui sont titulaires d'une concession visée à l'article 6 de la loi et d'une garantie d'origine visée à l'article 4 du présent arrêté.
  § 2. Les certificats verts sont octroyés sur base tant de la production nette d'électricité verte consommée par le producteur que de la production nette d'électricité verte fournie au réseau de transport ou de distribution, ou transmise au moyen de lignes directes [1 ...]1. [1 L'électricité nette produite est l'électricité produite, avant transformation éventuelle, diminuée de l'électricité requise par les équipements fonctionnels de l'installation de production.]1
  Le gestionnaire du réseau enregistre la production d'électricité verte sur base des données mesurables mises à sa disposition mensuellement par le producteur. Le producteur d'électricité verte doit mesurer cette production au moyen d'un compteur d'électricité séparé du reste de l'installation. Le gestionnaire du réseau transmet mensuellement ces données métrées par site de production à la commission.
  § 3. Un certificat vert est délivré pour une quantité d'électricité verte produite correspondant à un MWh.
  § 4. En cas de tranche résiduelle inférieure à un MWh, les kWh restants peuvent être reportés au trimestre suivant, déterminés conformément à l'article 11 du présent arrêté.
  ----------
  (1)<AR 2014-04-04/60, art. 2, 007; En vigueur : 14-06-2014>

  Section IV. - Procédure d'octroi des certificats verts pour l'électricité verte produite à partir des installations visées à l'article 6 de la loi.

  Art. 8. Une demande d'octroi de certificats verts est adressée à la commission. Cette demande s'effectue au moyen d'un formulaire établi par la commission et selon les modalités fixées par celle-ci. Le demandeur joint à ce formulaire une copie certifiée conforme par l'organisme officiellement agréé du certificat de garantie d'origine qui lui a été attribué conformément à l'article 4 du présent arrêté.

  Art. 9. La commission vérifie si le formulaire de demande est correctement et complètement rempli. Si elle constate que la demande est incomplète, elle en avise le demandeur dans un délai maximal de quinze jours à dater de la réception de la demande. Elle précise en quoi le formulaire est incomplet et fixe un délai, qui ne peut excéder trois semaines, endéans lequel le demandeur est invité à compléter sa demande.

  Art. 10. Dans un délai d'un mois à dater de la réception du formulaire correct et complet, la commission vérifie si le demandeur répond aux conditions d'octroi des certificats verts et lui notifie sa décision. La commission est tenue d'entendre le demandeur qui en fait la requête.

  Art. 11. Les certificats verts sont octroyés par la commission, sous forme dématérialisée, au moins une fois par trimestre, après acceptation de la demande.
  La commission envoie au titulaire de la concession domaniale visée à l'article 6 de la loi ayant la garantie d'origine, au moins une fois par trimestre, un document reprenant le nombre de certificats verts, le code de la garantie d'origine et la période de production.
  Les renseignements mentionnés sur les certificats verts octroyés sont conservés et administrés par la commission dans la banque de données visée à l'article 13 du présent arrêté.
  Chaque titulaire de certificat vert communique à la commission, dans les quinze jours, toute modification des données reprises dans le formulaire de demande de certificats verts et au plus tard avant le prochain octroi de certificats verts.

  Art. 12. Lorsque la commission constate que les conditions d'attribution des certificats verts visées à l'article 7 du présent arrêté ne sont plus remplies, elle en informe le titulaire de la concession domaniale visée à l'article 6 de la loi ayant la garantie d'origine. La commission est tenue d'entendre le demandeur qui en fait la requête. La commission décide, le cas échéant, de ne plus délivrer de certificats verts pour cette installation.

  Art. 13.§ 1er. L'authenticité des certificats verts est garantie par l'enregistrement dans une banque de données centralisée et gérée par la commission.
  La banque de données reprend pour chaque certificat vert les mentions suivantes :
  - coordonnées du titulaire de la concession domaniale visée à l'article 6 de la loi ayant la garantie d'origine;
  - lieu de production;
  - technologie de production et sources d'énergie utilisées;
  - puissance nette développable de l'installation;
  - date de mise en service de l'installation;
  - aides et subsides éventuels octroyés pour la construction ou le fonctionnement de l'installation de production, ou pour la production d'électricité par cette installation;
  - année et mois d'octroi du certificat vert;
  - coordonnées du titulaire du certificat vert;
  - numéro d'enregistrement de la transaction;
  - prix de vente du certificat vert;
  [1 - le prix minimal d'achat du certificat vert, calculé conformément à l'article 14, §§ 1er à 1erquinquies]1.
  § 2. La banque de données visée au § 1er contient le registre de tous les certificats verts délivrés. Les certificats verts sont valables pendant une durée de 5 ans à partir de la date de leur délivrance. Après cette période, la validité du certificat vert est automatiquement levée et ce certificat est supprimé de la banque de données.
  ----------
  (1)<AR 2014-04-04/60, art. 3, 007; En vigueur : 14-06-2014>

  CHAPITRE III. - Mesures visant à assurer l'écoulement sur le marché, à un prix minimal, d'un volume minimal d'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables.

  Section I. - Prix minima.

  Art. 14.<AR 2008-10-31/31, art. 2, 003; En vigueur : 14-11-2008> § 1er. En vue d'assurer l'écoulement sur le marché d'un volume minimal d'électricité verte, un système de prix minima d'achat est établi selon les conditions qui suivent.
  Le gestionnaire du réseau, dans le cadre de sa mission de service public, a l'obligation d'acheter au producteur d'électricité verte qui en fait la demande, les certificats verts octroyés en vertu du présent arrêté ainsi que des décrets et ordonnance électricité, à un prix minimal fixé, selon la technologie de production, à :
  1° [2 pour l'énergie éolienne off-shore produite par des installations faisant l'objet d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi, dont le financial close a eu lieu au plus tard le 1er mai 2014 :
   a) 107 euros/MWh pour la production d'électricité découlant des 216 premiers MW de capacité installée;
   b) 90 euros/ MWh pour la production d'électricité découlant d'une capacité installée excédant les 216 premiers MW;]2
  [2 1° bis pour l'énergie éolienne off-shore produite par des installations faisant l'objet d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi, dont le financial close a eu lieu [8 depuis le 2 mai 2014 jusques et y compris le 30 avril 2016]8, un prix minimal déterminé sur la base de la formule suivante :
   Prix minimal = LCOE - [prix de référence de l'électricité - facteur de correction]
   où :
   - le LCOE est égal à 138 euros/MWh;
   - le facteur de correction est égal à 10 % du prix de référence de l'électricité;]2
  [8 1° ter pour l'énergie éolienne offshore produite par des installations faisant l'objet d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi, dont le financial close intervient à partir du 1er mai 2016, un prix minimal déterminé sur la base de la formule suivante :
   prix minimal = LCOE - [(prix de référence de l'électricité x (1-facteur de correction) + la valeur des garanties d'origine) x (1-facteur de pertes de réseau)],
   où :
   - sans préjudice au § 1erquater, le LCOE est égal à :
   a) 129,80 euros/MWh pour les installations faisant l'objet d'une concession domaniale attribuée à la SA Rentel, pour la première fois par arrêté ministériel du 4 juin 2009, tel que déterminé par la commission dans sa décision (B)160719-CDC-1541 du 19 juillet 2016;
   b) 124,00 euros/MWh pour les installations faisant l'objet d'une concession domaniale attribuée à la SA Norther, pour la première fois par arrêté ministériel du 5 octobre 2009, tel que déterminé par la commission dans sa décision (B)160901-CDC-1550 du 1er septembre 2016;
   c) un montant à déterminer par arrêté motivé du ministre pris sur proposition de la commission, pour les installations faisant l'objet d'une concession domaniale, non visées au a) et b), et qui n'ont pas encore réalisé leur financial close à la date d'entrée en vigueur de l'arrêté du 9 février 2017 modifiant l'arrêté royal du 16 juillet 2002 relatif à l'établissement de mécanismes visant la promotion de l'électricité produite à partir des sources d'énergie renouvelables. La proposition de la commission, formulée après concertation du titulaire de la concession domaniale concerné, est motivée et tient compte de la nécessité d'éviter toute sursubsidiation et de l'intérêt du consommateur final; elle est transmise au ministre dans un délai compatible avec la date annoncée du financial close de ce titulaire. Le ministre prend sa décision dans un délai de vingt jours à dater de la réception de la proposition de la commission;
   - sans préjudice de la possibilité conformément au § 1erter/1 de fixer le facteur de correction par concession domaniale, le facteur de correction est égal à 0,10;
   - la valeur des garanties d'origine correspond au prix de vente actuel obtenu par le titulaire de la concession domaniale pour les garanties d'origine qui sont délivrées en échange de l'électricité injectée;
   - le facteur des pertes de réseau est calculé chaque mois par la commission, pour chaque concession, sur la base de la différence entre la quantité d'électricité produite et la quantité d'électricité injectée dans le réseau;]8
  2° [1 ...]1
  3° [1 ...]1
  [1 2°]1 (ancien 4°) énergie solaire [1 mise en service avant le 1er août 2012]1 : 150 euros/MWh
  [1 3°]1 (ancien 5°) [1 pour les installations qui produisent de l'électricité à partir de l'eau ou des marées, visées à l'article 6 de la loi : 20 EUR/MWh]1
  [8 Cette obligation d'achat de certificats verts prend cours à la mise en service de l'installation de production, pour une période de dix ans. En dérogation à ce qui précède, pour l'électricité produite à partir d'énergie éolienne offshore, l'obligation d'achat de certificats verts vaut pour les périodes suivantes :
   1° vingt ans à dater de la mise en service des installations visées à l'alinéa 2, 1° et 1° bis;
   2° dix-neuf ans à dater de la mise en service des installations visées à l'alinéa 2, 1° ter.]8
  [8 L'obligation d'achat de certificats verts d'électricité produite à partir d'énergie éolienne offshore, aux prix minimas tels que définis à l'alinéa 2, 1°, 1° bis et 1° ter, fait l'objet d'un contrat entre le titulaire de la concession domaniale et le gestionnaire du réseau qui, lorsque cela est d'application, fait expressément mention du LCOE applicable. Ce contrat est, sur proposition du gestionnaire du réseau, soumis à l'approbation de la commission.]8
   § 1erbis. [9 ...]9
  [4 § 1erter. Les valeurs des éléments pris en compte pour la détermination du prix minimal, fixés conformément au § 1er, alinéa 2, 1° bis, sont modifiés pour chaque concession domaniale par la commission conformément aux dispositions du présent paragraphe, sans effet rétroactif.
   L'adaptation peut porter sur :
   1° le montant du LCOE, le cas échéant augmenté conformément au § 1erquater, afin de refléter les coûts réels d'exploitation;
   2° le facteur de correction.
   Le titulaire de la concession domaniale transmet, aux moments suivants :
   1° la première fois, au plus tard quatre mois avant la date prévue du financial close,
   2° ultérieurement, au plus tard quatre mois avant la fin de chaque période de trois ans qui débute à la date du financial close,
   toutes les informations à la commission, par porteur et avec accusé de réception et par voie électronique, relatives à l'ensemble des coûts et revenus réels dont les éléments suivants :
   1° les coûts contractuels pour l'exploitation du parc éolien;
   2° le prix de vente contractuel de l'électricité produite par les installations.
   Dans le mois de la réception des données, la commission confirme au titulaire de la concession domaniale le caractère complet des données ou lui transmet une liste des informations supplémentaires à fournir.
   La commission examine dans les deux mois après la confirmation du caractère complet des données s'il existe une différence entre :
   - les coûts d'exploitation contractuels et un coût d'exploitation de référence de 30 euros/MWh;
   - le prix de vente contractuel pour l'électricité et un prix nominal moyen égal à 90 % du prix de référence de l'électricité.
   Si la commission constate une différence, elle adapte, dans les 10 jours ouvrables, le prix minimal pour l'achat de certificats verts, fixé conformément au § 1er, alinéa 2, 1° bis.]4
  [10 § 1erter/1. Pour chaque concession domaniale visée au § 1er, alinéa 2, 1° ter, la commission adapte, sans effet rétroactif, le facteur de correction pris en compte pour la détermination du prix minimal.
   A cet effet, le titulaire de la concession domaniale transmet, aux moments suivants :
   1° la première fois, au plus tard quatre mois avant la date prévue du financial close,
   2° ultérieurement, au plus tard quatre mois avant la fin de chaque période annuelle qui débute à la date du financial close,
   toutes les informations à la commission, par porteur et avec accusé de réception et par voie électronique, relatives au prix de vente contractuel de l'électricité produite par les installations.
   Dans le mois de la réception des données, la commission confirme au titulaire de la concession domaniale le caractère complet des données ou lui transmet une liste des informations supplémentaires à fournir.
   La commission examine dans les deux mois après la confirmation du caractère complet des données s'il existe une différence entre le prix de vente contractuel pour l'électricité et un prix nominal moyen égal à 90 % du prix de référence de l'électricité.
   Si la commission constate une différence, elle adapte le facteur de correction pour la concession domaniale concernée. Sans préjudice du § 1ersexies, la commission calcule le nouveau prix minimal pour l'achat de certificats verts, en application de la formule fixée au § 1er, alinéa 2, 1° ter.]10
  [5 § 1erquater. [11 Pour les installations visées au paragraphe 1er, alinéa 2, 1° bis et 1° ter, le LCOE est, le cas échéant, augmenté d'un montant déterminé par ou en vertu de l'article 7, § 2, de la loi.]11]5
  [6 § 1erquinquies. Par dérogation au § 1er, deuxième alinéa, 1° bis, pour les installations faisant l'objet d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi, dont le financial close a lieu [12 depuis le 2 mai 2014 jusque et y compris le 30 avril 2016]12, le prix minimal d'achat du certificat vert est fixé à 0 euro lorsque la production intervient à un moment où le tarif de déséquilibre applicable à un déséquilibre positif est égal ou inférieur à -20 euros/MWh.
   Ce montant de 0 euro n'est applicable qu'aux premiers 288 quart d'heures, au cours de la même année civile, durant lesquels le tarif de déséquilibre pour un déséquilibre positif est égal ou inférieur à -20 euros/MWh.]6
  [13 § 1erquinquies/1. Par dérogation au § 1er, deuxième alinéa, 1° ter, pour les installations faisant l'objet d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi, dont le financial close a lieu à partir du 1er mai 2016, le prix minimal d'achat du certificat vert est fixé à 0 euro lorsque la production intervient :
   1° à un moment où le tarif de déséquilibre applicable à un déséquilibre positif est égal ou inférieur à -20 euros/MWh; ou
   2° lorsque le prix du segment de marché Day-Ahead d'un Nemo est inférieur à 0 euro/MWh pendant une période d'au moins six heures consécutives, et pour toute la période considérée.
   La fixation du prix minimal d'achat à 0 euro induit par application de l'alinéa 1er, 1°, n'est applicable qu'aux premiers 288 quart d'heures, au cours de la même année civile, durant lesquels le tarif de déséquilibre pour un déséquilibre positif est égal ou inférieur à -20 euros/MWh et dont sont retranchées les périodes pendant lesquelles, au cours de cette même année civile, le prix minimal à 0 euro est induit par application de l'alinéa 1er, 2°.]13
  [7 § 1ersexies. [14 Après réception des données complètes de la part du titulaire de la concession domaniale et du gestionnaire du réseau, la commission calcule, conformément aux §§ 1er à 1erquinquies/1, le prix minimal du certificat vert applicable pour chaque certificat vert octroyés pour chaque mois considéré. La commission publie sur son site Internet ce prix minimal au plus tard le dixième jour suivant l'octroi des certificats verts.
   Aux fins de l'application correcte du 2e alinéa du paragraphe 1erquinquies/1, la commission adapte, le cas échéant, le prix minimal des certificats verts qui, au moment de leur octroi, avait été fixé à 0 euro. La commission notifie cette adaptation au titulaire de la concession concerné.]14]7
  § 2. Le gestionnaire du réseau doit offrir ces certificats verts au marché à intervalles réguliers afin de récupérer les coûts de prise en charge de cette obligation. La commission veille à la transparence et à la régularité des ventes de ces certificats verts par le gestionnaire du réseau.
  Le coût réel net, qui résulte de la différence entre les coûts liés à l'achat du certificat vert par le gestionnaire du réseau et les recettes liées à la vente de ce certificat vert sur le marché, est financé au moyen d'une surcharge sur les tarifs visés à l'article 12 de la loi. Le gestionnaire du réseau communique par voie électronique une fois par mois à la commission la liste des certificats verts achetés et vendus. La commission contrôle les obligations du gestionnaire du réseau qui découlent de la présente section.
  ----------
  (1)<AR 2012-12-21/22, art. 1, 005; En vigueur : 01-08-2012>
  (2)<AR 2014-04-04/60, art. 4, 007; En vigueur : 14-06-2014>
  (3)<AR 2014-04-04/60, art. 5, 007; En vigueur : 14-06-2014>
  (4)<AR 2014-04-04/60, art. 6, 007; En vigueur : 14-06-2014>
  (5)<AR 2014-04-04/60, art. 7, 007; En vigueur : 14-06-2014>
  (6)<AR 2014-04-04/60, art. 8, 007; En vigueur : 14-06-2014>
  (7)<AR 2014-04-04/60, art. 9, 007; En vigueur : 14-06-2014>
  (8)<AR 2017-02-09/10, art. 2, 008; En vigueur : 04-03-2017>
  (9)<AR 2017-02-09/10, art. 3, 008; En vigueur : 04-03-2017>
  (10)<AR 2017-02-09/10, art. 4, 008; En vigueur : 04-03-2017>
  (11)<AR 2017-02-09/10, art. 5, 008; En vigueur : 04-03-2017>
  (12)<AR 2017-02-09/10, art. 6, 008; En vigueur : 04-03-2017>
  (13)<AR 2017-02-09/10, art. 7, 008; En vigueur : 04-03-2017>
  (14)<AR 2017-02-09/10, art. 8, 008; En vigueur : 04-03-2017>

  Art. 14 DROIT FUTUR.


   <AR 2008-10-31/31, art. 2, 003; En vigueur : 14-11-2008> § 1er. En vue d'assurer l'écoulement sur le marché d'un volume minimal d'électricité verte, un système de prix minima d'achat est établi selon les conditions qui suivent.
  Le gestionnaire du réseau, dans le cadre de sa mission de service public, a l'obligation d'acheter au producteur d'électricité verte qui en fait la demande, les certificats verts octroyés en vertu du présent arrêté ainsi que des décrets et ordonnance électricité, à un prix minimal fixé, selon la technologie de production, à :
  1° [2 pour l'énergie éolienne off-shore produite par des installations faisant l'objet d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi, dont le financial close a eu lieu au plus tard le 1er mai 2014 :
   a) 107 euros/MWh pour la production d'électricité découlant des 216 premiers MW de capacité installée;
   b) 90 euros/ MWh pour la production d'électricité découlant d'une capacité installée excédant les 216 premiers MW;]2
  [2 1° bis pour l'énergie éolienne off-shore produite par des installations faisant l'objet d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi, dont le financial close a eu lieu [8 depuis le 2 mai 2014 jusques et y compris le 30 avril 2016]8, un prix minimal déterminé sur la base de la formule suivante :
   Prix minimal = LCOE - [prix de référence de l'électricité - facteur de correction]
   où :
   - le LCOE est égal à 138 euros/MWh;
   - le facteur de correction est égal à 10 % du prix de référence de l'électricité;]2
  [8 1° ter pour l'énergie éolienne offshore produite par des installations faisant l'objet d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi, dont le financial close [15 a lieu depuis le 1er mai 2016 jusque et y compris le 30 juin 2018]15, un prix minimal déterminé [15 , sans préjudice du paragraphe 1erquater, ]15 sur la base de la formule suivante :
   prix minimal = LCOE - [(prix de référence de l'électricité x (1-facteur de correction) + la valeur des garanties d'origine) x (1-facteur de pertes de réseau)],
   où :
   - [15 ...]15, le LCOE est égal à :
   a) 129,80 euros/MWh pour les installations faisant l'objet d'une concession domaniale attribuée à la SA Rentel, pour la première fois par arrêté ministériel du 4 juin 2009, tel que déterminé par la commission dans sa décision (B)160719-CDC-1541 du 19 juillet 2016;
   b) 124,00 euros/MWh pour les installations faisant l'objet d'une concession domaniale attribuée à la SA Norther, pour la première fois par arrêté ministériel du 5 octobre 2009, tel que déterminé par la commission dans sa décision (B)160901-CDC-1550 du 1er septembre 2016;
   c) [15 ...]15
   - sans préjudice de la possibilité conformément au § 1erter/1 de fixer le facteur de correction par concession domaniale, le facteur de correction est égal à 0,10;
   - la valeur des garanties d'origine correspond au prix de vente actuel obtenu par le titulaire de la concession domaniale pour les garanties d'origine qui sont délivrées en échange de l'électricité injectée;
   - le facteur des pertes de réseau est calculé chaque mois par la commission, pour chaque concession, sur la base de la différence entre la quantité d'électricité produite et la quantité d'électricité injectée dans le réseau;]8
  [15 1° quater pour l'énergie éolienne offshore produite par des installations faisant l'objet d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi, dont le financial close intervient à partir du 1er juillet 2018, un prix minimal déterminé, sans préjudice des paragraphes 1erquater et 1erquinquies/1, sur la base de la formule suivante, et dont le montant ne peut en tout état de cause pas être négatif :
   prix minimal = LCOE - [(prix de référence de l'électricité x (1-facteur de correction) + la valeur des garanties d'origine) x (1-facteur de pertes de réseau)],
   où :
   - le LCOE est égal à 79 euros/MWh ;
   - sans préjudice de la possibilité, conformément au paragraphe 1erter/1, de fixer le facteur de correction par concession domaniale, le facteur de correction est égal à 0,10 ;
   - la valeur des garanties d'origine correspond au prix de vente actuel obtenu par le titulaire de la concession domaniale pour les garanties d'origine qui sont délivrées en échange de l'électricité injectée ;
   - le facteur des pertes de réseau est calculé chaque mois par la commission, pour chaque concession, sur la base de la différence entre la quantité d'électricité produite et la quantité d'électricité injectée dans le réseau ;]15
  2° [1 ...]1
  3° [1 ...]1
  [1 2°]1 (ancien 4°) énergie solaire [1 mise en service avant le 1er août 2012]1 : 150 euros/MWh
  [1 3°]1 (ancien 5°) [1 pour les installations qui produisent de l'électricité à partir de l'eau ou des marées, visées à l'article 6 de la loi : 20 EUR/MWh]1
  [8 Cette obligation d'achat de certificats verts prend cours à la mise en service de l'installation de production, pour une période de dix ans. En dérogation à ce qui précède, pour l'électricité produite à partir d'énergie éolienne offshore, l'obligation d'achat de certificats verts vaut pour les périodes suivantes :
   1° vingt ans à dater de la mise en service des installations visées à l'alinéa 2, 1° et 1° bis;
   2° dix-neuf ans à dater de la mise en service des installations visées à l'alinéa 2, 1° ter.]8
  [15 3° à dater de la mise en service de chacune des installations visées à l'alinéa 2, 1° quater, jusqu'à l'expiration d'une période de dix-sept ans suivant cette mise en service sans préjudice des cas de force majeure et de circonstances imprévisibles décrits ci-après, cette période expire en principe le 31 décembre 2037 sans préjudice des cas de force majeure et de circonstances imprévisibles décrits ci-après. En cas de survenance d'une situation de force majeure ou de circonstances imprévisibles et hors du contrôle du titulaire de la concession domaniale retardant la mise en service des installations ou empêchant la production ou l'injection de l'électricité produite, cette période est allongée par la commission, le cas échéant même au-delà du 31 décembre 2037, en proportion de la durée de la situation de force majeure, mais sans que cet allongement ne puisse entraîner un dépassement du volume d'électricité auquel le prix minimal est appliqué, conformément au paragraphe 1erbis. Le titulaire d'une concession domaniale notifie à la commission un dossier exposant les circonstances de l'événement que ce titulaire voudrait voir reconnu comme constituant un cas force majeure ou une circonstance imprévisible et hors du contrôle du titulaire de la concession domaniale. La commission prend une décision à ce sujet au plus tard dans les six mois de la notification de ce dossier.]15 [21 Ni le retard dans la mise en service des installations composant le Modular Offshore Grid, ni l'indisponibilité totale ou partielle du Modular Offshore Grid constatée par la commission en application de l'article 14noviesdecies, n'entraîne un allongement de la période définie ci-avant.]21
  [8 L'obligation d'achat de certificats verts d'électricité produite à partir d'énergie éolienne offshore, aux prix minimas tels que définis à l'alinéa 2, 1°, 1° bis [15 , 1° ter et 1° quater ]15, fait l'objet d'un contrat entre le titulaire de la concession domaniale et le gestionnaire du réseau qui, lorsque cela est d'application, fait expressément mention du LCOE applicable [15 et ce contrat détaille de manière indépendante et exhaustive pour les installations visées au paragraphe 1er, alinéa 2, 1° quater, toutes les procédures, formules et modalités régissant le calcul du prix minimal des certificats verts, son paiement, le prépaiement mensuel et le règlement ex post dont les principes sont fixés aux paragraphes 1ersepties et 1erocties.]15. Ce contrat est, sur proposition du gestionnaire du réseau, soumis à l'approbation de la commission.]8
   § 1erbis. [16 Le prix minimal défini pour les installations visées au paragraphe 1er, alinéa 2, 1° quater est applicable à un volume maximal d'électricité produite fixé, pour chaque concession domaniale, par arrêté du ministre délibéré en Conseil des ministres, et correspondant à la production de l'ensemble des installations de la concession domaniale durant 63.000 heures à pleine puissance. La production pour laquelle le prix minimal d'achat du certificat vert est fixé à 0 euro en application du paragraphe 1erquinquies/1 n'est pas comptabilisée dans ce volume.
   Ce prix minimal ainsi que le droit de recevoir des certificats verts ne sont d'application que si les conditions suivantes sont remplies :
   1° le titulaire de la concession domaniale concernée s'engage expressément auprès du ministre, au plus tard au moment du financial close, à produire, avant l'expiration du terme de la concession domaniale, au minimum le volume d'électricité fixé par l'arrêté ministériel visé à l'alinéa 1er ;
   2° la Commission européenne a déclaré les mesures de soutien visées aux articles 7 à 14 du présent arrêté et à l'article 7, § 2, alinéa 4 de la loi, chaque fois dans la mesure applicable au titulaire de la concession domaniale concernée, compatibles avec le marché intérieur conformément à l'article 107 du Traité sur le fonctionnement de l'Union européenne et avec l'application de l'article 4, alinéa 3 ou de l'article 9, alinéa 3 du Règlement (UE) 2015/1589 du Conseil du 13 juillet 2015 portant modalités d'application de l'article 108 du Traité sur le fonctionnement de l'Union européenne, ou le délai dans lequel la Commission européenne est tenue de prendre une décision au sujet des mesures de soutien visées aux articles 7 à 14 du présent arrêté et à l'article 7, § 2, alinéa 4 de la loi, chaque fois dans la mesure applicable au titulaire de la concession domaniale concernée, a expiré, conformément à l'article 4, alinéa 6 du Règlement susvisé. Au plus tard dix jours après la réception de la décision de la Commission européenne ou dans un délai de dix jours à compter de l'expiration du délai susmentionné, le Ministre en informera le titulaire de la concession domaniale concernée. ]16
  [4 § 1erter. Les valeurs des éléments pris en compte pour la détermination du prix minimal, fixés conformément au § 1er, alinéa 2, 1° bis, sont modifiés pour chaque concession domaniale par la commission conformément aux dispositions du présent paragraphe, sans effet rétroactif.
   L'adaptation peut porter sur :
   1° le montant du LCOE, le cas échéant augmenté conformément au § 1erquater, afin de refléter les coûts réels d'exploitation;
   2° le facteur de correction.
   Le titulaire de la concession domaniale transmet, aux moments suivants :
   1° la première fois, au plus tard quatre mois avant la date prévue du financial close,
   2° ultérieurement, au plus tard quatre mois avant la fin de chaque période de trois ans qui débute à la date du financial close,
   toutes les informations à la commission, par porteur et avec accusé de réception et par voie électronique, relatives à l'ensemble des coûts et revenus réels dont les éléments suivants :
   1° les coûts contractuels pour l'exploitation du parc éolien;
   2° le prix de vente contractuel de l'électricité produite par les installations.
   Dans le mois de la réception des données, la commission confirme au titulaire de la concession domaniale le caractère complet des données ou lui transmet une liste des informations supplémentaires à fournir.
   La commission examine dans les deux mois après la confirmation du caractère complet des données s'il existe une différence entre :
   - les coûts d'exploitation contractuels et un coût d'exploitation de référence de 30 euros/MWh;
   - le prix de vente contractuel pour l'électricité et un prix nominal moyen égal à 90 % du prix de référence de l'électricité.
   Si la commission constate une différence, elle adapte, dans les 10 jours ouvrables, le prix minimal pour l'achat de certificats verts, fixé conformément au § 1er, alinéa 2, 1° bis.]4
  [10 § 1erter/1. Pour chaque concession domaniale visée au § 1er, alinéa 2, 1° ter [17 et 1° quater]17, la commission adapte, sans effet rétroactif, le facteur de correction pris en compte pour la détermination du prix minimal. [21 Pour ce faire, elle se base essentiellement sur le prix de vente de l'électricité produite tel qu'il résulte de l'offre que le titulaire de la concession domaniale visé à l'article 6 de la loi prend en considération en application de la législation en vigueur relative aux marchés publics, ou sur contrat d'achat de l'électricité produite après la conclusion de celui-ci.]21
   A cet effet, le titulaire de la concession domaniale transmet, aux moments suivants :
   1° la première fois, au plus tard quatre mois avant la date prévue du financial close,
   2° ultérieurement, au plus tard quatre mois avant la fin de chaque période annuelle qui débute à la date du financial close,
   toutes les informations à la commission, par porteur et avec accusé de réception et par voie électronique, relatives au prix de vente contractuel de l'électricité produite par les installations.
   Dans le mois de la réception des données, la commission confirme au titulaire de la concession domaniale le caractère complet des données ou lui transmet une liste des informations supplémentaires à fournir.
   La commission examine dans les deux mois après la confirmation du caractère complet des données s'il existe une différence entre le prix de vente contractuel pour l'électricité et un prix nominal moyen égal à 90 % du prix de référence de l'électricité.
   Si la commission constate une différence, elle adapte le facteur de correction pour la concession domaniale concernée. Sans préjudice du § 1ersexies, la commission calcule le nouveau prix minimal pour l'achat de certificats verts, en application de la formule fixée au § 1er, alinéa 2, 1° ter.]10
  [21 Afin de rendre possible la détermination de l'indemnisation due conformément au chapitre IIIbis en cas d'indisponibilité du Modular Offshore Grid après l'expiration de la période de soutien visée au paragraphe 1er, alinéa 3, 2° et 3°, la commission continue d'adapter annuellement le facteur de correction pour les installations visées au paragraphe 1er, alinéa 2, 1° ter et 1° quater qui sont raccordées au Modular Offshore Grid. A cet effet, la procédure définie aux alinéas précédents est d'application.]21
  [5 § 1erquater. [11 Pour les installations visées au paragraphe 1er, alinéa 2, 1° bis [18 , 1° ter et 1° quater ]18, le [18 prix minimal d'achat des certificats verts]18 est, le cas échéant, augmenté d'un montant déterminé par ou en vertu de l'article 7, § 2, de la loi.]11]5
  [6 § 1erquinquies. Par dérogation au § 1er, deuxième alinéa, 1° bis, pour les installations faisant l'objet d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi, dont le financial close a lieu [12 depuis le 2 mai 2014 jusque et y compris le 30 avril 2016]12, le prix minimal d'achat du certificat vert est fixé à 0 euro lorsque la production intervient à un moment où le tarif de déséquilibre applicable à un déséquilibre positif est égal ou inférieur à -20 euros/MWh.
   Ce montant de 0 euro n'est applicable qu'aux premiers 288 quart d'heures, au cours de la même année civile, durant lesquels le tarif de déséquilibre pour un déséquilibre positif est égal ou inférieur à -20 euros/MWh.]6
  [13 § 1erquinquies/1. Par dérogation au § 1er, deuxième alinéa, 1° ter, [19 et 1° quater]19 pour les installations faisant l'objet d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi, dont le financial close a lieu à partir du 1er mai 2016, le prix minimal d'achat du certificat vert est fixé à 0 euro lorsque la production intervient :
   1° à un moment où le tarif de déséquilibre applicable à un déséquilibre positif est égal ou inférieur à -20 euros/MWh; ou
   2° lorsque le prix du segment de marché Day-Ahead d'un Nemo est inférieur à 0 euro/MWh pendant une période d'au moins six heures consécutives, et pour toute la période considérée.
   La fixation du prix minimal d'achat à 0 euro induit par application de l'alinéa 1er, 1°, n'est applicable qu'aux premiers 288 quart d'heures, au cours de la même année civile, durant lesquels le tarif de déséquilibre pour un déséquilibre positif est égal ou inférieur à -20 euros/MWh et dont sont retranchées les périodes pendant lesquelles, au cours de cette même année civile, le prix minimal à 0 euro est induit par application de l'alinéa 1er, 2°.]13
  [7 § 1ersexies. [14 Après réception des données complètes de la part du titulaire de la concession domaniale et du gestionnaire du réseau, la commission calcule, conformément aux §§ 1er à 1erquinquies/1, le prix minimal du certificat vert applicable pour chaque certificat vert octroyés pour chaque mois considéré. La commission publie sur son site Internet ce prix minimal au plus tard le dixième jour suivant l'octroi des certificats verts.
   Aux fins de l'application correcte du 2e alinéa du paragraphe 1erquinquies/1, la commission adapte, le cas échéant, le prix minimal des certificats verts qui, au moment de leur octroi, avait été fixé à 0 euro. La commission notifie cette adaptation au titulaire de la concession concerné.]14]7
  [20 § 1ersepties. Pour les certificats verts octroyés pour l'électricité produite par les installations visées au paragraphe 1er, alinéa 2, 1° quater, l'obligation d'achat à charge du gestionnaire du réseau fait l'objet d'un système d'avances sur le prix des certificats verts à acquérir, selon les modalités définies dans le présent paragraphe, suivi d'un système de décompte ex post, selon les modalités définies dans le paragraphe 1erocties.
   Au plus tard dix jours précédant la mise en service de chaque installation de production et chaque date anniversaire de cette mise en service, la commission fixe le montant des avances mensuelles valables pour les douze mois à venir pour cette installation.
   Pendant les cinq premières années suivant la mise en service de l'installation, le montant de l'avance mensuelle est établi sur la base d'une production d'électricité annuelle présumée de l'installation représentant 4100 heures à pleine puissance. Si, au cours de ces cinq premières années d'exploitation, la production annuelle réelle de l'installation constatée par la commission est inférieure à la production présumée, le gestionnaire du réseau verse une avance complémentaire calculée sur la base de la formule suivante : (4100 heures à pleine puissance * MW - production réelle) * prix de référence de l'électricité * (1-facteur de correction). L'avance complémentaire est versée au titulaire de la concession domaniale au plus tard trois mois suivant l'expiration de l'année d'exploitation considérée.
   Au-delà des cinq premières années d'exploitation de chaque installation, le montant de l'avance mensuelle est établi sur la base d'une production annuelle fixée par la commission sur proposition du titulaire de la concession correspondant à la moyenne annuelle de la production annuelle au cours des cinq dernières années d'exploitation écoulées.
   Pour chaque année d'exploitation et pour chaque installation, les avances sont fixées par application, à la production présumée, du prix minimal déterminé conformément à la formule reprise au paragraphe 1er, alinéa 2, 1° quater, augmenté du montant visé au paragraphe 1er quater. Dans le cadre de la fixation du montant des avances mensuelles, la commission calcule, sur proposition de chaque titulaire d'une concession domaniale, pour l'application de la formule précitée :
   1° un prix de référence de l'électricité présumé, sur la base de la moyenne des 365 dernières cotations journalières, telles que visées à l'article 1er, 11°, ayant été publiée au moment du calcul du prix de référence ;
   2° une valeur présumée des garanties d'origine, sur la base du contrat de vente des garanties d'origine conclu par le titulaire de la concession domaniale concernée ou, le cas échéant, sur la base de la valeur moyenne de l'indice de référence dudit contrat au cours de l'année civile écoulée ;
   3° un facteur présumé des pertes du réseau, sur la base de l'historique des pertes du réseau ou, pour la première année d'exploitation, d'estimations techniques étayées ;
   4° le facteur de correction, sur la base du dernier facteur de correction déterminé par la commission en application du § 1erter/1.
   L'avance mensuelle est versée par le gestionnaire du réseau le premier jour ouvrable de chaque mois.
   Si la commission constate que les conditions d'attribution des certificats verts visées à l'article 7 du présent arrêté ne sont plus remplies, elle peut, après mise en demeure et après avoir entendu le titulaire de la concession domaniale, suspendre le paiement des avances jusqu'à ce que ce titulaire démontre qu'il s'y conforme à nouveau.
   § 1erocties. Sans préjudice de l'alinéa 3, la commission établit, à l'issue de chaque année d'exploitation, les deux décomptes suivants pour chaque installation :
   1° un décompte relatif au volume, qui compare la production d'électricité présumée avec la production réelle au cours de l'année d'exploitation ;
   2° un décompte relatif au prix, qui compare le prix minimal appliqué dans le cadre des avances conformément au paragraphe 1ersepties, alinéa 5, et le prix minimal réel attribué aux certificats verts octroyés au cours de l'année d'exploitation, compte tenu également du paragraphe 1erquinquies/1 et du volume de certificats verts dont le prix minimal est de 0 euro résultant du décompte relatif au volume en application de l'alinéa 3.
   Sur la base de ces décomptes, la commission fixe, au plus tard le dernier jour du quatrième mois suivant la fin de l'année d'exploitation considérée, le montant du règlement financier à verser, selon le cas, au titulaire de la concession domaniale ou au gestionnaire du réseau. Ce règlement intervient au plus tard trente jours après sa notification par la commission.
   Par dérogation aux alinéas 1er et 2, pour les cinq premières années d'exploitation, un décompte unique relatif au volume et un décompte unique relatif au prix sont établis, pour toutes les installations comprises dans la concession domaniale à l'issue de la cinquième année d'exploitation de la dernière installation ayant été mise en service. Le décompte relatif au volume compare la production d'électricité présumée de l'ensemble des installations comprises dans la concession domaniale, correspondant à 20500 heures à pleine puissance, avec la production réelle de l'ensemble des installations au cours des cinq premières années d'exploitation. Le décompte relatif au prix compare le prix minimal appliqué dans le cadre des avances conformément au paragraphe 1ersepties, alinéa 5, et le prix minimal réel attribué aux certificats verts octroyés au cours des cinq premières années d'exploitation de l'ensemble des installations comprises dans la concession domaniale, tenant compte également du paragraphe 1erquinquies/1 ; le cas échéant, il comptabilise également les avances complémentaires versées au titulaire de la concession en application du paragraphe 1ersepties, alinéa 3. Ces décomptes font l'objet d'un rapport adressé par la commission au titulaire de la concession domaniale au plus tard six mois suivant l'expiration de la cinquième année d'exploitation de la dernière installation ayant été mise en service. Si le décompte relatif au volume fait apparaître que, pendant les cinq premières années d'exploitation, l'ensemble des installations comprises dans la concession domaniale a engendré une production réelle inférieure à la production présumée, la commission détermine, dans le rapport visé ci-avant, le nombre de certificats verts que le titulaire de la concession domaniale doit remettre au gestionnaire du réseau, au plus tard le dernier jour du troisième mois suivant l'expiration de la période de soutien de la dernière installation ayant été mise en service, et correspondant à un volume d'électricité égal à la différence entre la production présumée et la production réelle. Par dérogation au paragraphe 1er, alinéa 2, 1° quater, le prix minimal d'achat de ces certificats verts est ramené à 0 euro. A défaut pour le titulaire de la concession domaniale d'avoir présenté, à l'échéance un nombre suffisant de certificats verts, le titulaire de la concession domaniale verse au gestionnaire du réseau un règlement financier correspondant au nombre de certificats verts manquants multiplié par 79,00 euros. La commission fixe, le cas échéant, au plus tard le dernier jour du troisième mois suivant l'expiration de la période de soutien, le montant du règlement financier à verser au gestionnaire du réseau. Ce règlement intervient au plus tard trente jours après sa notification par la commission au titulaire de la concession domaniale et au gestionnaire du réseau. Sur la base du décompte relatif au prix, le rapport de la commission visé ci-avant détermine également, le cas échéant, le montant du règlement financier à verser par le titulaire de la concession domaniale au gestionnaire du réseau au plus tard le dernier jour du neuvième mois suivant l'expiration de la période de soutien de la dernière installation comprise dans la concession domaniale ayant été mise en service.]20
  [21 § 1ernovies. Toute décision, calcul, décompte et rapport dont la commission est chargée en application des paragraphes 1ersepties et 1erocties sont notifiés sans délai aux titulaires concernés d'une concession domaniale ainsi qu'au gestionnaire du réseau.]21
  § 2. Le gestionnaire du réseau doit offrir ces certificats verts au marché à intervalles réguliers afin de récupérer les coûts de prise en charge de cette obligation. La commission veille à la transparence et à la régularité des ventes de ces certificats verts par le gestionnaire du réseau.
  Le coût réel net, qui résulte de la différence entre les coûts liés à l'achat du certificat vert par le gestionnaire du réseau et les recettes liées à la vente de ce certificat vert sur le marché, est financé au moyen d'une surcharge sur les tarifs visés à l'article 12 de la loi. Le gestionnaire du réseau communique par voie électronique une fois par mois à la commission la liste des certificats verts achetés et vendus. La commission contrôle les obligations du gestionnaire du réseau qui découlent de la présente section.
  

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  (1)<AR 2012-12-21/22, art. 1, 005; En vigueur : 01-08-2012>
  (2)<AR 2014-04-04/60, art. 4, 007; En vigueur : 14-06-2014>
  (3)<AR 2014-04-04/60, art. 5, 007; En vigueur : 14-06-2014>
  (4)<AR 2014-04-04/60, art. 6, 007; En vigueur : 14-06-2014>
  (5)<AR 2014-04-04/60, art. 7, 007; En vigueur : 14-06-2014>
  (6)<AR 2014-04-04/60, art. 8, 007; En vigueur : 14-06-2014>
  (7)<AR 2014-04-04/60, art. 9, 007; En vigueur : 14-06-2014>
  (8)<AR 2017-02-09/10, art. 2, 008; En vigueur : 04-03-2017>
  (9)<AR 2017-02-09/10, art. 3, 008; En vigueur : 04-03-2017>
  (10)<AR 2017-02-09/10, art. 4, 008; En vigueur : 04-03-2017>
  (11)<AR 2017-02-09/10, art. 5, 008; En vigueur : 04-03-2017>
  (12)<AR 2017-02-09/10, art. 6, 008; En vigueur : 04-03-2017>
  (13)<AR 2017-02-09/10, art. 7, 008; En vigueur : 04-03-2017>
  (14)<AR 2017-02-09/10, art. 8, 008; En vigueur : 04-03-2017>
  (15)<AR 2018-08-17/26, art. 1, 009; En vigueur : indéterminée>
  (16)<AR 2018-08-17/26, art. 2, 009; En vigueur : indéterminée>
  (17)<AR 2018-08-17/26, art. 3, 009; En vigueur : indéterminée>
  (18)<AR 2018-08-17/26, art. 4, 009; En vigueur : indéterminée>
  (19)<AR 2018-08-17/26, art. 5, 009; En vigueur : indéterminée>
  (20)<AR 2018-08-17/26, art. 6, 009; En vigueur : indéterminée>
  (21)<AR 2019-02-11/06, art. 3, 010; En vigueur : 03-03-2019>

  Section II. [1 - Perception, facturation et informations]1
  ----------
  (1)<Insérée par AR 2013-08-17/15, art. 2, 006; En vigueur : 01-07-2013>

  Art. 14bis.<Inséré par AR 2008-10-31/31, art. 3; En vigueur : 14-11-2008> La surcharge certificat vert est due par les consommateurs finaux d'électricité situés sur le territoire belge. [1 Cette surcharge est exprimée en euro par MWh.]1 A cette fin, le gestionnaire du réseau facture cette surcharge aux titulaires d'un contrat d'accès et aux gestionnaires de réseau de distribution.
  Au cas où les titulaires d'un contrat d'accès et les gestionnaires de réseau de distribution ne consomment pas eux-mêmes l'énergie [1 ...]1 , ils peuvent facturer la surcharge à leurs propres clients, jusqu'au moment où la surcharge est finalement facturée à celui qui a consommé les kWh pour son usage propre.
  Lors de la facturation de la surcharge à leurs clients, les gestionnaires de réseaux de distribution tiennent compte des éventuelles corrections à apporter au montant de la surcharge, compte tenu des taux de pertes dans les réseaux de distribution, et ce dans un objectif de neutralité financière pour ces gestionnaires de réseau.
  ----------
  (1)<AR 2013-08-17/15, art. 3, 006; En vigueur : 01-07-2013>

  Art. 14ter.<Inséré par AR 2008-10-31/31, art. 4; En vigueur : 14-11-2008> § 1er. [1 La surcharge certificat vert est ajoutée aux tarifs visés à l'article 12 de la loi, en application de la méthodologie tarifaire.]1
  § 2. La surcharge certificat vert est égale au résultat de la formule suivante :
  (Formule non reprise pour motifs techniques. Voir M.B. 14-11-2008, p. 60968).
  Ki = le prix d'achat hors T.V.A. auquel le gestionnaire du réseau acquiert le certificat vert i émis sur base des décrets et ordonnance électricité;
  V/i = le prix de vente hors T.V.A. estimé, sur base d'une moyenne des prix de vente des deux années antérieures, pour l'année t par le gestionnaire du réseau pour le certificat vert i;
  i = 1, 2, ..., n : l'estimation du nombre de certificats verts émis sur base des décrets et ordonnance électricité et vendus pendant l'exercice d'exploitation concerné par le gestionnaire du réseau;
  (Formule non reprise pour motifs techniques. Voir M.B. 14-11-2008, p. 60968).
  K/j = le prix d'achat hors T.V.A. auquel le gestionnaire du réseau acquiert le certificat vert j émis sur base de l'article 7, § 1er, de la loi [2 , le cas échéant via une avance versée conformément à l'article 14, § 1ersepties]2;
  V/j = le prix de vente hors T.V.A. estimé pour l'année t par le gestionnaire du réseau pour le certificat vert j; tant que les certificats verts émis sur base de l'article 7,§ 1er, de la loi ne sont pas reconnus par les décrets et ordonnance électricité, ou par leurs arrêtés d'exécution, ou tant qu'aucun acteur n'est dans l'obligation légale d'en détenir, la valeur de ce paramètre est fixée à 0; l'année t est alors l'année d'achat desdits certificats verts;
  j = 1, 2, ..., n : l'estimation du nombre de certificats verts émis sur base de l'article 7,§ 1er, de la loi acheté par le gestionnaire du réseau pendant l'exercice d'exploitation concerné [2 ou l'équivalent en énergie produite pris en compte pour la détermination de l'avance prévue à l'article 14, § 1ersepties]2;
  C/t = [1 l'estimation des coûts des charges financières supportées par le gestionnaire du réseau durant l'année t en relation avec l'encours des transactions d'achat et/ou de vente de certificats verts [2 et avec l'encours des avances prévues à l'article 14 § 1ersepties]2; ces coûts sont évalués, d'une part, en constatant la somme des écarts mensuels entre les créances et les dettes reprises au bilan du gestionnaire du réseau et relatives au traitement des certificats verts et d'autre part, en se référant à un taux d'intérêt forfaitaire égal à l'estimation de l'OLO de l'année t-2 majoré de 70 points de base; le taux OLO correspond au taux OLO défini dans la méthodologie tarifaire; lorsque les dettes mentionnées ci-avant sont supérieures aux créances, le coût des charges financières représente un montant négatif;]1
  D/t = le coût des frais administratifs supporté par le gestionnaire de réseau qui est calculé en multipliant la somme des facteurs At et Bt par un coefficient de 0,3 %; le montant de cette majoration D/t est plafonné à 100.000 euros par concession domaniale octroyée en vertu de l'article 6, § 1er, de la loi à partir de l'année où le détenteur de cette concession injecte de l'électricité sur le réseau;
  E/t = [1 la quantité d'électricité nette mesurée aux points d'accès des groupes de clients soumis à la surcharge prévue à l'article 7 de la loi au cours de l'année t.]1
  Z/t-2 = la différence entre les prévisions et la réalité observée pour les termes A, B, et C, ainsi que la différence entre les montants prévisionnels pour la perception de la surcharge certificat vert et les montants réels pour la perception de la surcharge certificat vert au cours de l'année t-2, et, le cas échéant, des années précédentes, sont régularisées par une adaptation de la surcharge certificat vert applicable au cours de l'année t; à cette fin, la différence entre le montant perçu via la surcharge certificat vert appliquée et le montant du solde net réel encouru durant l'année t-2 et majoré du coût réel des charges financières de l'année t-2 est ajoutée au montant à récolter durant l'année t et fait partie en tant que telle du montant, à arrêter par le ministre, de la surcharge certificat vert pour l'année t.
  § 3. Le gestionnaire du réseau comptabilise le montant D/t parmi ses produits d'exploitation relatifs à l'année t. Il porte le montant C/t en diminution de ses charges financières de l'année t; il complète, le cas échéant, ce montant de la rectification des charges financières mentionnées au § 2.
  ----------
  (1)<AR 2013-08-17/15, art. 4, 006; En vigueur : 01-07-2013>
  (2)<AR 2019-02-11/06, art. 5, 010; En vigueur : 03-03-2019>

  Art. 14quater.<Inséré par AR 2008-10-31/31, art. 5; En vigueur : 14-11-2008> Au plus tard, le 30 septembre de l'année t-1, le gestionnaire du réseau remet à la commission toutes les données nécessaires au calcul de la surcharge certificat vert pour l'année suivante, en mentionnant le prix d'achat des certificats verts et, le cas échéant, de vente, attendus et la quantité estimée d'énergie [1 ...]1 au cours de l'année pour laquelle les estimations sont introduites [2 , ainsi que, le cas échéant, une estimation du montant des avances mensuelles et des avances complémentaires dues pour cette même année, en applications de l'article 14, § 1ersepties]2. Afin de procéder à la régularisation visée à l'article 14ter, § 2, le gestionnaire du réseau communique également à la commission le montant certifié par ses réviseurs de la différence Z/t-2 mentionnée à l'article 14ter, § 2.
  ----------
  (1)<AR 2013-08-17/15, art. 5, 006; En vigueur : 01-07-2013>
  (2)<AR 2019-02-11/06, art. 6, 010; En vigueur : 03-03-2019>

  Art. 14quinquies. <Inséré par AR 2008-10-31/31, art. 7; En vigueur : 14-11-2008> Par dérogation aux articles 14ter et 14quater, le solde net des achats et des ventes de certificats verts réalisés par le gestionnaire du réseau au cours des années 2004, 2005, 2006 et 2007 est ajouté au coût réel net de la surcharge certificat vert applicable au cours de l'année 2008.

  Art. 14sexies. <Inséré par AR 2008-10-31/31, art. 7; En vigueur : 14-11-2008> Au plus tard le 15 décembre de chaque année, sur proposition de la commission, le ministre, arrête le montant de la surcharge qui devra être appliquée pendant l'exercice d'exploitation suivant. Ce montant est adapté chaque année. En l'absence de fixation par le ministre de la surcharge certificat vert pour l'exercice d'exploitation suivant, le gestionnaire de réseau est autorisé à continuer la facturation de la surcharge sur base du montant de l'année précédente.
  A partir du 1er octobre 2008, la surcharge certificats verts est fixée à 0,1272 euros/MWh.
  Par dérogation à l'alinéa 1er, cette surcharge sera également d'application pendant l'année 2009 au niveau fixé par le second alinéa.

  Art. 14septies.
  <Abrogé par AR 2013-08-17/15, art. 6, 006; En vigueur : 01-07-2013>

  Art. 14octies.
  <Abrogé par AR 2013-08-17/15, art. 6, 006; En vigueur : 01-07-2013>

  Section II. [1 - Dégressivité]1
  ----------
  (1)<Insérée par AR 2013-08-17/15, art. 7, 006; En vigueur : 01-07-2013>

  Art. 14nonies.[1 § 1er. Les dispositions de la présente section régissent l'application des diminutions de la surcharge visée à l'article 7, § 1er, [2 alinéas 4 à 13]2 de la loi.
   L'entreprise d'électricité facturant la surcharge au client final calcule ces diminutions, pour autant que les conditions prévues à l'article 14duodecies soient remplies. Elle déduit ces diminutions des factures de la surcharge adressées au client final.
   § 2. Les diminutions sont calculées sur la base de la somme annuelle glissante des prélèvements. Le maximum fixé à l'article 7, § 1er, de la loi est calculé sur la base des prélèvements effectués par année calendrier.
   § 3. Lorsque la facturation des prélèvements d'électricité d'un site de consommation se fait sur une base mensuelle, le calcul de la diminution du prix par kWh de la surcharge pour chaque facture mensuelle se fait sur la base des données de prélèvement des derniers douze mois; si les données de cette période ne sont pas entièrement disponibles, les données les plus récentes seront extrapolées linéairement sur une période de douze mois.
   § 4. Lorsque la facturation des prélèvements d'électricité pour un site de consommation se fait par une facture annuelle, la diminution du prix de la surcharge est calculée sur la base, éventuellement extrapolée pro rata temporis, des données des douze mois précédant la date finale de la période à laquelle se rapporte la facture.
   § 5. Lorsque la fourniture d'électricité à un même site de consommation a fait l'objet d'une facturation séparée, par plusieurs fournisseurs pour la même période, [2 durant l'année t]2, le client final concerné communique, pour le [2 15 février de l'année t+1]2 au plus tard, à la commission, le relevé du produit de la surcharge perçu en application du § 1er et le relevé des consommations enregistrées par point de prélèvement.
   La commission rembourse l'excédent au client final, au plus tard le [2 15 mai de l'année t+1]2
   § 6. Au plus tard les [2 15 février, 15 mai, 15 août et 15 novembre de chaque année]2, le gestionnaire du réseau communique à la commission, individuellement par site de consommation directement raccordé au réseau de transport et par gestionnaire de réseau de distribution, pour les mois auxquels s'appliquent les diminutions visées à l'article 7, § 1er, de la loi, la quantité d'énergie prélevée de son réseau et le montant de la surcharge qu'il a facturé au cours du trimestre précédent.
   Les gestionnaires de réseau de distribution communiquent à la commission, pour les mêmes dates que celles visées à l'alinéa qui précède, individuellement par fournisseur et/ou globalement pour les sites de consommation visés à l'article 14decies, la quantité d'énergie prélevée de leur réseau et le montant de la surcharge qu'ils leur ont facturé.
   Les titulaires d'un contrat d'accès et les fournisseurs communiquent à la commission, pour les mêmes dates que celle visées à l'alinéa premier, la quantité totale d'énergie et le montant total de surcharge qu'ils ont facturés à leur(s) client(s) final(aux).
   Les informations à communiquer en application du présent paragraphe, sont transmises conjointement avec celles visées au § 7, en cas de demande de remboursement des diminutions octroyées au cours du trimestre précédent.
   § 7. Au plus tard les [2 15 février, 15 mai, 15 août et 15 novembre de chaque année]2, l'entreprise d'électricité facturant la surcharge au client final demande à la commission le remboursement des diminutions octroyées le trimestre précédent, en lui adressant une demande écrite précisant, outre les informations visées au § 6, et, par tranche de dégressivité, comme mentionnée à l'article 7, § 1er, de la loi, la valeur agrégée de l'énergie fournie et du montant de la dégressivité en résultant. Dans sa demande, elle identifie également le montant relatif à chaque terme de la surcharge, en tenant compte des diminutions octroyées.
   Sans préjudice de l'application de l'article 14terdecies, la commission procède au remboursement d'au moins 90 pourcent des diminutions dans les quinze jours ouvrables qui suivent la réception de la demande. Pour autant qu'elle ne relève pas d'irrégularité lors de la vérification en application de l'article 14 terdecies, la commission rembourse les 10 % restants dans les deux mois qui suivent la réception de la demande.]1
  ----------
  (1)<Inséré par AR 2013-08-17/15, art. 8, 006; En vigueur : 01-07-2013>
  (2)<AR 2014-04-04/60, art. 10, 007; En vigueur : 01-01-2014>

  Art. 14decies. [1 Lorsque, pour un site de consommation considéré, le client final est lui-même titulaire du contrat d'accès, le gestionnaire du réseau et/ou le(s) gestionnaire(s) de réseau de distribution concerné(s) établi(ssen)t, suivant les dispositions de l'article 14nonies, la facture relative à la surcharge, en fonction des prélèvements sur son (leur) réseau, et l'adresse(nt) au client final. De même, il(s) adresse(nt) une copie de cette facture à la commission et lui demande(nt), conformément aux dispositions de l'article 14nonies, § 7, le remboursement du montant des diminutions octroyées.
   Lorsque le titulaire du contrat d'accès n'est pas lui-même client final, pour une partie des prélèvements, il perçoit auprès du client final la partie de la surcharge qui est imputable à celui-ci.
   Lorsque le gestionnaire de réseau et un ou plusieurs gestionnaire(s) de réseau de distribution ont chacun émis des factures séparées, pour un même site de consommation, le client final calcule le montant globalisé de la surcharge dont il est redevable et demande la régularisation à la commission conformément aux dispositions de l'article 14nonies, § 5.]1
  ----------
  (1)<Inséré par AR 2013-08-17/15, art. 8, 006; En vigueur : 01-07-2013>

  Art. 14undecies. [1 Lorsque les modalités de prélèvement ou de facturation d'un site de consommation ne répondent pas aux conditions visées par les articles 14nonies et 14decies, la commission détermine les mesures spécifiques nécessaires pour assurer l'application des diminutions de la surcharge visées par l'article 7, § 1er, de la loi, pour ce cas particulier.]1
  ----------
  (1)<Inséré par AR 2013-08-17/15, art. 8, 006; En vigueur : 01-07-2013>

  Art. 14duodecies.[1 § 1er. A moins que le client final ne bénéficie automatiquement des diminutions, en application de l'article 7, § 1er, [2 alinéa 9]2, de la loi, le client final fait parvenir, en vue de pouvoir bénéficier des diminutions de la surcharge visées à l'article 7, § 1er, de la loi, les informations suivantes à son ou ses fournisseur(s), ou au gestionnaire du réseau et/ou au(x) gestionnaire(s) du réseau de distribution, pour les clients finals visés à l'article 14decies, outre les informations reprises dans l'annexe du présent arrêté :
   1° l'accord de branche ou " convenant " tel qu'établi par la Région dont il dépend et auquel il a souscrit individuellement ou collectivement, en précisant les obligations établies par l'accord de branche ou " convenant ";
   2° le cas échéant, si le site de consommation a plusieurs points de prélèvement au réseau de transport et/ou au(x) réseau(x) de distribution.
   Les diminutions sont appliquées lorsque l'information nécessaire est reçue par le fournisseur, ou le gestionnaire de réseau et/ou le ou les gestionnaire(s) du réseau de distribution, pour les clients finals visés à l'article 14decies.
   Tout nouveau client final, ou client changeant de fournisseur, communique lors de la conclusion du contrat de fourniture, les informations visées à l'alinéa 1er.
   § 2. L'entreprise d'électricité qui a facturé la surcharge certificat vert au client final transmet une copie de la base de données relatives aux informations visées au § 1er à la commission et à la Direction générale Energie du Service public fédéral Economie, P.M.E., Classes moyennes et Energie, ainsi que, le cas échéant, au(x) gestionnaire(s) de réseau concerné(s). La commission ou la Direction générale Energie peut vérifier le bien-fondé de la déclaration.]1
  ----------
  (1)<Inséré par AR 2013-08-17/15, art. 8, 006; En vigueur : 01-07-2013>
  (2)<AR 2014-04-04/60, art. 11, 007; En vigueur : 01-01-2014>

  Art. 14terdecies. [1 La commission et la Direction générale Energie vérifient le bien-fondé des diminutions de surcharges obtenues en application des articles 14nonies à 14duodecies.
   L'ensemble des justificatifs doivent à tout moment être tenus à la disposition de la commission et de la Direction générale Energie.
   La charge de la facturation par le gestionnaire du réseau de transport ou par un gestionnaire de réseau de distribution est prise en compte dans les obligations de service public prévues à l'article 21 de la loi.]1
  ----------
  (1)<Inséré par AR 2013-08-17/15, art. 8, 006; En vigueur : 01-07-2013>

  CHAPITRE IIIbis. [1 - Modular Offshore Grid]1
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  (1)<Inséré par AR 2019-02-11/06, art. 4, 010; En vigueur : 03-03-2019>
  

  Art. 14quaterdecies. [1 § 1er. Les installations composant le Modular Offshore Grid sont mises en service au plus tard aux dates suivantes :
   1° les installations pour la transmission d'électricité installées sur un périmètre de coordonnées suivantes : WGS84 : Latitude: 51° 35.537042' N ; Longitude: 002° 55.131361' E : le 30 septembre 2019 ;
   2° l'installation pour la transmission d'électricité dite " offshore switch yard " et ses équipements : le 30 septembre 2019 ;
   3° les câbles reliant l'offshore switch yard aux installations visées au 1° : le 30 septembre 2019 ;
   4° les câbles reliant les installations visées au 1° au manchon correspondant sur la plage de Zeebrugge : le 30 septembre 2019 ;
   5° les câbles reliant l'offshore switch yard aux manchons correspondant sur la plage de Zeebrugge : le 30 septembre 2019.
   A compter de l'entrée en vigueur de l'arrêté du 17 août 2018 modifiant l'arrêté royal du 16 juillet 2002 relatif à l'établissement de mécanismes visant la promotion de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables et jusqu'à la mise en service des installations, le gestionnaire du réseau adresse, le premier jour ouvrable de chaque trimestre, à la commission et aux titulaires concernés d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi, un état d'avancement actualisé de la réalisation des installations énumérées à l'alinéa 1er. Réciproquement, les titulaires concernés adressent à la commission et au gestionnaire du réseau, le premier jour ouvrable de chaque trimestre, un état d'avancement actualisé de la réalisation des installations de production d'électricité visées à l'article 6 de la loi ainsi que, le cas échéant, de l'installation composant le Modular Offshore Grid qu'ils ont été autorisés à construire en application de l'article 7, § 3, de la loi. Ces états d'avancement contiennent le cas échéant des informations sur tout retard envisagé ou survenu, ainsi que sur les mesures de remédiation entreprises.
   § 2. Lorsque chaque installation énumérée au paragraphe 1er, alinéa 1er, est mise en service, le gestionnaire du réseau notifie cette mise en service à la commission et aux titulaires concernés d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi.
   § 3. Si une des installations énumérées au paragraphe 1er n'est pas construite par le gestionnaire du réseau mais par un tiers qui la cède ensuite au gestionnaire du réseau, la date reprise au paragraphe 1er est entendue comme visant l'intégration de cette installation au Modular Offshore Grid. Celle-ci est considérée comme réalisée au moment où la propriété de l'installation en question est transférée au gestionnaire du réseau.
   Le gestionnaire du réseau notifie ce transfert à la commission et aux concessionnaires concernés d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi.]1
  ----------
  (1)<Inséré par AR 2019-02-11/06, art. 4, 010; En vigueur : 03-03-2019>
  

  Art. 14quinquiesdecies. [1 § 1er. En cas de retard dans la mise en service des installations composant le Modular Offshore Grid, empêchant les installations de production d'électricité à partir des vents dans les espaces marins sur lesquels la Belgique peut exercer sa juridiction conformément au droit maritime international devant se raccorder au Modular Offshore Grid en application de la loi, d'injecter l'électricité produite ou pouvant être produite, les titulaires concernés d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi ont droit à une indemnisation pour le volume d'électricité qui n'a pas pu être injecté sur le réseau, calculée conformément à l'article 14octiesdecies.
   L'indemnisation équivaut, par MWh qui n'a pas pu être injecté sur le réseau à 90 % du LCOE tel que défini par ou en vertu de l'article 14, § 1er, augmenté, le cas échéant, du montant déterminé par la commission en application de l'article 7, § 2, alinéas 2 et 4, de la loi. Elle est due dès le premier jour de retard jusqu'au nonantième jour calendrier suivant la réception de la notification de la mise en service des installations ayant fait l'objet du retard. Le nombre de jours pour lesquels une indemnisation est due est déduit de la durée de l'obligation d'achat des certificats verts fixée à l'article 14, § 1er, alinéa 3.
   Par dérogation à l'alinéa 2, lorsque le retard dans la mise en service des installations composant le Modular Offshore Grid est causé par une faute intentionnelle du gestionnaire du réseau, l'indemnisation équivaut à 100 % du LCOE par MWh qui n'a pas pu être injecté sur le réseau, augmenté le cas échéant du montant déterminé par la commission en application de l'article 7, § 2, alinéas 2 et 4, de la loi.
   L'indemnisation est due par le gestionnaire du réseau.
   § 2. L'indemnisation visée au paragraphe 1er n'est pas due :
   1° au profit du titulaire d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi si ce titulaire a construit l'installation composant le Modular Offshore Grid et que le retard dans la mise en service de cette installation est dû à une faute de ce titulaire ;
   2° pour les installations de production d'électricité du titulaire concerné d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi qui n'ont pas réalisé leur achèvement mécanique. Toutefois, si un état d'avancement trimestriel de la réalisation des installations énumérées à l'article 14quaterdecies, § 1er, alinéa 1er, que doit dresser le gestionnaire du réseau en vertu de l'article 14quaterdecies, § 1er, alinéa 2, fait apparaître, plus de six mois avant la date prévue de mise en service de ces installations, un retard probable de trois mois ou plus par rapport à cette date, les installations de production d'électricité des titulaires concernés d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi sont réputées avoir réalisé leur achèvement mécanique lorsque leurs fondations sont achevées ; chaque titulaire d'une concession domaniale apporte par toute voie de droit la preuve de l'achèvement de ces fondations.
   § 3. Si le retard concerne une installation qu'un titulaire d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi a construite en vue de la transférer au gestionnaire du réseau et est dû à une faute lourde ou intentionnelle de ce titulaire, celui-ci est redevable au gestionnaire du réseau d'un montant d'un million euros par mois de retard à titre de dommage et intérêts forfaitaires pour les montants que le gestionnaire a dû payer à titre d'indemnisation aux autres titulaires. En cas de faute simple, aucun dommage et intérêt n'est dû.
   § 4. En cas de retard de plus de douze mois dans la mise en service de tout ou partie des installations composant le Modular offshore Grid, un titulaire d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi peut introduire auprès de la commission une demande d'indemnisation complémentaire s'il peut faire valoir que ce retard lui occasionne un préjudice extraordinaire mettant en péril sa stabilité financière, et ce, en dépit de toutes les mesures raisonnables qu'il a prises en vue de limiter son dommage. La commission juge du caractère extraordinaire du dommage subi par le titulaire de la concession domaniale en se basant sur le plan financier, le compte de résultat et toute autre information déposés auprès de la commission au moment du financial close.
   L'indemnisation complémentaire est due par le gestionnaire de réseau.]1
  ----------
  (1)<Inséré par AR 2019-02-11/06, art. 4, 010; En vigueur : 03-03-2019>
  

  Art. 14sexiesdecies. [1 Si le retard dans la mise en service des installations composant le Modular Offshore Grid est dû à l'impossibilité absolue et avérée d'entamer ou d'achever la construction de tout ou partie du Modular Offshore Grid, constatée par le ministre, celui-ci fixe, au plus tard soixante jours après cette constatation, sur proposition de la commission après concertation avec les titulaires concernés d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi, la date à laquelle il peut être raisonnablement attendu que le ou les raccordements directs aux installations de transport d'électricité existantes pourront être mis en service.
   Si la date de mise en service présumée du ou des raccordements directs fixée par le ministre est postérieure à la date de mise en service des installations considérées du Modular Offshore Grid déterminée par l'article 14quaterdecies, l'indemnisation prévue à l'article 14quinquiesdecies, § 1er, est d'application. Pour le calcul du montant de l'indemnité, il est tenu compte des installations de production d'électricité ayant réalisé leur achèvement mécanique. Toutefois, si l'impossibilité d'entamer ou d'achever la construction de tout ou partie du Modular Offshore Grid est constatée plus de six mois avant la date prévue de sa mise en service, les installations de production d'électricité des titulaires concernés d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi sont réputées avoir réalisé leur achèvement mécanique lorsque leurs fondations sont achevées ; chaque titulaire d'une concession domaniale apporte par toute voie de droit la preuve de l'achèvement de ces fondations.
   Pour chaque titulaire concerné d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi, l'indemnisation est due depuis le premier jour suivant la date de mise en service du Modular Offshore Grid fixée à l'article 14quaterdecies, § 1er, jusqu'à la date présumée de mise en service du raccordement direct fixée par le ministre.
   Si elle l'estime justifié, la commission peut également décider qu'une indemnité complémentaire est due, à charge du gestionnaire du réseau, pour les coûts échoués résultant, le cas échéant, de l'abandon du raccordement au Modular Offshore Grid. Chaque titulaire d'une concession domaniale apporte par toute voie de droit la preuve de ces coûts.
   Si l'impossibilité d'entamer ou d'achever la construction de tout ou partie du Modular Offshore Grid est causée par la faute d'un titulaire d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi qui, en application de l'article 7, § 3, de la loi, a été autorisé à construire une ou plusieurs installations composant le Modular Offshore Grid [ou en a entamé la construction avant l'entrée en vigueur de la loi du 13 juillet 2017 modifiant la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité, en vue d'établir un cadre légal pour le Modular Offshore Grid], aucune indemnisation n'est due à ce titulaire.]1
  ----------
  (1)<Inséré par AR 2019-02-11/06, art. 4, 010; En vigueur : 03-03-2019>
  

  Art. 14septiesdecies. [1 § 1er. En cas d'indisponibilité de tout ou partie des installations visées à l'article 14quaterdecies, intervenue après leur mise en service, causée par ces installations et empêchant les installations de production d'électricité raccordées au Modular Offshore Grid d'injecter tout ou partie de l'électricité produite ou pouvant être produite, les titulaires concernés d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi ont droit à une indemnisation pour le volume d'électricité qui n'a pas pu être injecté sur le réseau, calculé conformément à l'article 14octiesdecies.
   Si l'indisponibilité intervient pendant la période de soutien définie à l'article 14, § 1er, alinéa 3, l'indemnisation équivaut, par MWh qui n'a pas pu être injecté sur le réseau, à 90 % du LCOE tel que défini par ou en vertu de l'article 14, § 1er, augmenté, le cas échéant, du montant déterminé par la commission en application de l'article 7, § 2, alinéas 2 et 4, de la loi.
   Si l'indisponibilité intervient après la période de soutien définie à l'article 14, § 1er, alinéa 3, l'indemnisation équivaut, par MWh qui n'a pas pu être injecté sur le réseau, à 90 % du prix de référence de l'électricité diminué du facteur de correction, visé à l'article 14, § 1er, alinéa 2, 1° ter ou 1° quater.
   Par dérogation à l'alinéa 2, lorsque l'indisponibilité des installations composant le Modular Offshore Grid est causée par une faute intentionnelle du gestionnaire du réseau, l'indemnisation équivaut à 100 % du LCOE par MWh qui n'a pas pu être injecté sur le réseau, augmenté le cas échéant du montant déterminé par la commission en application de l'article 7, § 2, alinéas 2 et 4, de la loi.
   L'indemnisation est due par le gestionnaire du réseau.
   En cas d'indisponibilité partielle du Modular Offshore Grid, la capacité résiduaire est attribuée entre les différents titulaires d'une concession domaniale en proportion de la capacité installée de chaque concession, dans les limites des contraintes techniques du réseau.
   § 2. Par dérogation au paragraphe 1er, alinéas 2 et 4, l'indemnisation est limitée au prix de référence de l'électricité lorsque l'indisponibilité intervient :
   1° à un moment où le tarif de déséquilibre applicable à un déséquilibre positif est égal ou inférieur à moins 20 euros/MWh ; ou
   2° lorsque le prix du segment de marché Day-Ahead d'un Nemo est inférieur à 0 euro/MWh pendant une période d'au moins six heures consécutives, et pour toute la période considérée.
   La limitation de l'indemnisation induite par application de l'alinéa 1er, 1°, n'est applicable qu'aux premiers 288 quart d'heures, au cours de la même année civile, durant lesquels le tarif de déséquilibre pour un déséquilibre positif est égal ou inférieur à moins 20 euros/MWh et dont sont retranchées les périodes pendant lesquelles, au cours de cette même année civile, la limitation de l'indemnisation est induite par application de l'alinéa 1er, 2°.
   § 3. L'indemnisation visée au paragraphe 1er n'est pas due :
   1° pour les installations de production d'électricité du titulaire concerné d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi qui ne sont pas mises en service ;
   2° lorsque l'indisponibilité du Modular Offshore Grid est planifiée conformément aux procédures prévues par le gestionnaire du réseau, et ce, pour les soixante premières heures cumulées à pleine charge d'indisponibilité survenant au cours d'une année calendrier ;
   3° au profit d'un titulaire d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi par la faute duquel l'indisponibilité du Modular Offshore Grid est survenue ; toutefois, si des installations du Modular Offshore Grid se situent dans le périmètre de la concession domaniale du titulaire par la faute duquel le dommage est survenu, l'exclusion de l'indemnisation n'intervient qu'en cas de faute lourde ou intentionnelle de ce titulaire ; en cas de faute simple, l'indemnisation est due après écoulement d'une période d'indisponibilité de cinq jours par an, consécutifs ou non.
   § 4. Si l'indisponibilité du Modular Offshore Grid est due à une faute lourde ou intentionnelle du titulaire d'une concession domaniale, le gestionnaire du réseau récupère auprès de ce titulaire les montants qu'il a dû payer à titre d'indemnisation aux autres titulaires, avec application en cas de faute lourde d'un plafond de 2,5 millions euros par fait générateur de l'indisponibilité et de 5 millions euros par an. En cas de faute simple, cette récupération est exclue.]1
  ----------
  (1)<Inséré par AR 2019-02-11/06, art. 4, 010; En vigueur : 03-03-2019>
  

  Art. 14octiesdecies. [1 Pour l'application des articles 14quinquiesdecies et 14septiesdecies, la quantité d'électricité qui n'a pas pu être injectée sur le réseau est calculée en faisant application de la formule suivante :
   Ecomp= max (0; Ep - max(Elim;Er))
   où :
   " Er " est la production réelle ;
   " Elim " est la production nette qui correspond à l'injection admissible au Modular Offshore Grid en cas d'indisponibilité partielle du Modular Offshore Grid, tenant compte des pertes entre le point d'octroi des certificats verts et le Modular Offshore Grid ;
   " Ep " est la production potentielle, équivalant à P *0.25h
   Avec P = Pref * Pmax/Pmax ref * X
   et facteur de correction X = U/Uref,sauf
   pendant la période s'étirant jusqu'au douzième mois suivant la mise en service de la dernière installation du titulaire de la concession domaniale concernée, où le facteur de correction X est réputé égal à 1,
   où :
   Pref représente la production moyenne, exprimée en mégawatt, durant le quart d'heure concerné, par les parcs de référence (à savoir les concessions domaniales qui ne sont pas raccordés au Modular Offshore Grid) ;
   Pmax représente la puissance disponible de la concession domaniale durant le quart d'heure précédant l'indisponibilité du Modular Offshore Grid ;
   Pmax ref représente la puissance disponible des parcs de référence (à savoir les concessions domaniales qui ne sont pas raccordés au Modular Offshore Grid) pendant le quart d'heure précédant l'indisponibilité du Modular Offshore Grid ;
   En cas de modification significative et avérée de la puissance disponible de la concession domaniale et/ou des parcs de référence pendant la période d'indisponibilité du Modular Offshore Grid, les paramètres Pmax et/ou Pmax ref sont adaptés par la commission conformément à cette modification. A cet effet, le titulaire de la concession domaniale est tenu de notifier à la commission toute modification significative de la puissance disponible de la concession domaniale.
   U représente le nombre d'heures à pleine charge de la concession domaniale, calculé sur la base des données des douze derniers mois ;
   Uref représente le nombre d'heures à pleine charge des parcs de référence (à savoir les concessions domaniales qui ne sont pas raccordés au Modular Offshore Grid) calculé sur la base des données des douze derniers mois.]1
  ----------
  (1)<Inséré par AR 2019-02-11/06, art. 4, 010; En vigueur : 03-03-2019>
  

  Art. 14noviesdecies. [1 Toute demande d'indemnisation en application des articles 14quinquiesdecies à 14octiesdecies fait l'objet d'une décision de la commission.
   Sur proposition de la commission formulée après concertation avec le gestionnaire du réseau et les titulaires d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi, le ministre peut déterminer la procédure d'introduction des demandes d'indemnisation et leur traitement par la commission, de même que les modalités de paiement des éventuelles indemnités dues.
   En cas d'indisponibilité du Modular Offshore Grid d'une durée prévisible de trois mois ou plus, la commission peut prendre toute mesure permettant de faciliter le traitement des demandes en vue d'un versement régulier des indemnisations ; elle peut également, le cas échéant, décider qu'une partie déterminée de l'avance complémentaire visée à l'article 14, § 1ersepties, alinéa 3, doit être versée avant la fin de l'année d'exploitation en cours, selon les modalités qu'elle détermine.]1
  ----------
  (1)<Inséré par AR 2019-02-11/06, art. 4, 010; En vigueur : 03-03-2019>
  

  Art. 14vicies. [1 § 1er. Par dérogation à l'article 14septiesdecies, § 1er, si l'indisponibilité de tout ou partie du Modular Offshore Grid empêche des installations de production d'électricité visées à l'article 14, § 1er, alinéa 2, 1° quater, d'injecter tout ou partie de l'électricité produite ou pouvant être produite, l'indemnisation des titulaires concernés d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi est réglée conformément aux paragraphes suivants.
   § 2. Si l'indisponibilité intervient pendant les cinq premières années d'exploitation de l'installation de production d'électricité, l'indemnisation n'est pas due. Toutefois, en pareil cas, le gestionnaire du réseau et le ou les titulaires concernés d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi communiquent à la commission toute information relative à l'indisponibilité survenue afin de permettre à celle-ci de constater l'indisponibilité et de calculer le volume d'électricité qui n'a pas pu être injecté sur le réseau, et ce, en vue de l'établissement des décomptes visés à l'article 14, § 1erocties, alinéa 3 ; le cas échéant, si le titulaire de la concession domaniale considérée a réalisé la déclaration visée à l'article 14viciessemel, la commission se prononce également sur l'existence éventuelle d'une faute.
   Si l'indisponibilité intervient après les cinq premières années d'exploitation mais avant l'expiration de la période de soutien définie à l'article 14, § 1er, alinéa 3, 3°, les articles 14septiesdecies et 14octiesdecies s'appliquent mais la commission déduit du montant de l'indemnisation due, le cas échéant, le prix minimal des certificats verts qui n'ont pas pu être octroyés pour le volume d'électricité n'ayant pas pu être injecté du fait de l'indisponibilité.
   Si l'indisponibilité intervient après l'expiration de la période de soutien définie à l'article 14, § 1er, alinéa 3, 3°, l'article 14septiesdecies, § 1er, alinéa 3, s'applique.
   § 3. La quantité d'électricité qui n'a pas pu être injectée du fait de l'indisponibilité du Modular Offshore Grid est réputée avoir été produite pour les besoins :
   1° de la comptabilisation du volume d'électricité maximal pour lequel le prix minimal d'achat de certificats verts est applicable, fixé en vertu de l'article 14, § 1erbis, alinéa 1er ;
   2° de la détermination de la moyenne annuelle de la production annuelle au cours des cinq dernières années d'exploitation écoulées, servant à la fixation de l'avance annuelle en application de l'article 14, § 1ersepties, alinéa 4 ;
   3° du décompte relatif aux volumes visés à l'article 14, § 1erocties, alinéa 1er, 1° ;
   4° du décompte unique relatif aux volumes et du décompte unique relatif au prix visé à l'article 14, § 1erocties, alinéa 3, moyennant déduction de 10 % de ce volume non injecté, à moins que le titulaire concerné de la concession domaniale n'ait réalisé la déclaration visée à l'article 14viciessemel, auquel cas cette déduction n'est pas faite si la faute est démontrée.
   Pour les besoins des décomptes relatifs aux prix visés à l'article 14, § 1erocties, alinéas 1 et 3, il est tenu compte, pour la quantité d'électricité qui n'a pas pu être injectée du fait de l'indisponibilité du Modular Offshore Grid, de la différence entre, d'une part, le prix minimal appliqué pour le calcul des avances mensuelles pour la période observée et, d'autre part, le prix minimal définitif pour cette période.]1
  ----------
  (1)<Inséré par AR 2019-02-11/06, art. 4, 010; En vigueur : 03-03-2019>
  

  Art. 14viciessemel. [1 Par dérogation aux articles 14quinquiesdecies, § 1er, alinéa 2, et 14septiesdecies, § 1er, alinéa 2, chaque titulaire d'une concession domaniale visée à l'article 6 de la loi peut, par une déclaration unique et irrévocable, au plus tard six mois après la date d'entrée en vigueur de l'arrêté royal du 11 février 2019 modifiant l'arrêté royal du 16 juillet 2002 relatif à l'établissement de mécanismes visant la promotion de l'électricité produite à partir de sources d'énergie renouvelables, notifier à la commission et au gestionnaire du réseau qu'il choisit de se voir appliquer, dans les cas d'indisponibilité du Modular Offshore Grid, un régime d'indemnisation basé sur la faute, en vertu duquel chaque MWh qui n'a pas pu être injecté sur le réseau est compensé à 100 % du LCOE tel que défini par ou en vertu de l'article 14, § 1er, augmenté, le cas échéant, du montant déterminé par la commission en application de l'article 7, § 2, alinéas 2 et 4, de la loi. Dans ce cas, outre les hypothèses visées respectivement à l'article 14quinquiesdecies, § 2, et 14septiesdecies, § 3, l'indemnisation n'est pas due si le retard dans la mise en service des éléments du Modular Offshore Grid ou son indisponibilité totale ou partielle après sa mise en service est causée par un cas de force majeure.]1
  ----------
  (1)<Inséré par AR 2019-02-11/06, art. 4, 010; En vigueur : 03-03-2019>
  

  [1Chapitre IV.]1 - Dispositions finales et transitoires.
  ----------
  (1)<AR 2013-08-17/15, art. 9, 006; En vigueur : 01-07-2013>

  Art. 15. Le présent arrêté entre en vigueur le 1 juillet 2003. (NOTE : confirmé par L 2002-12-24/31, art. 427)

  Art. 16.Le ministre est chargé de l'exécution du présent arrêté.

  Art. 17. <Abrogé par L 2012-03-29/01, art. 26, 004; En vigueur : 09-04-2012>

  ANNEXE.

  Art. N.[1 Informations à fournir par le client final au fournisseur ou au gestionnaire de réseau en application de l'article 14duodecies
  

  
1
  Date : . . . . .
  Référence demandeur : . . . . .
2.
  La société/l'organisme : . . . . .
  N° d'entreprise (ou n° national) : . . . . .
  Registre de commerce : . . . . .
  Adresse : . . . . .
  Code postal : . . . . . . Commune : . . . . . Pays : . . . . .
  Représentée par :
  Nom : . . . . . Prénom : . . . . .
  Fonction : . . . . .
  Tél. : . . . . . Fax : . . . . .
  E-mail : . . . . .
3
  Demande, dans le cadre de l'article 7 de la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité, et suivant la définition du site de consommation formulée dans cette loi, de bénéficier de la dégressivité pour le site de consommation, comme précisé au cadre 2, ou pour le site suivant :
4
  Information à donner, si le site pour lequel le bénéfice de la dégressivité est demandé est différent de celui sous le cadre 2 :
  Dénomination du site de consommation :
  Adresse : . . . . .
  Code postal : . . . . . . Commune : . . . . .
5
  Le demandeur déclare que le site répond aux conditions relatives aux accords de branche ou '' convenant '' telles que précisées à l'article 7, § 1er, de la loi du 29 avril précitée, et qu'il a pris connaissance des conséquences d'une déclaration non correcte.
6
  Le site de consommation est alimenté par les points de prélèvements suivant :
  1. n° EAN : . . . . .
  (référence complémentaire dans le cas de plusieurs points de prélèvement)
  2. n° EAN : . . . . .
  3. n° EAN : . . . . .
  4. n° EAN : . . . . .
7
  Signature du demandeur :
  

]1
  ----------
  (1)<Inséré par AR 2013-08-17/15, art. 10, 006; En vigueur : 01-07-2013>
  

Signatures Texte Table des matières Début
   Donné à Bruxelles, le 16 juillet 2002.
ALBERT
Par le Roi :
La Vice-Première Ministre et Ministre de la Mobilité et des Transports,
Mme I. DURANT
Le Secrétaire d'Etat à l'Energie et au Développement durable,
O. DELEUZE.

Préambule Texte Table des matières Début
   ALBERT II, Roi des Belges,
   A tous, présents et à venir, Salut.
   Vu la loi du 29 avril 1999 relative à l'organisation du marché de l'électricité, notamment l'article 7;
   Vu la concertation avec les gouvernements des Régions tenue le 20 novembre 2001;
   Vu l'avis de la Commission de Régulation de l'Electricité et du gaz du 28 juin 2001;
   Vu l'avis de l'Inspecteur des Finances du 27 novembre 2001;
   Vu l'avis du Conseil d'Etat; donné le 2 mai 2002 en application de l'article 84, alinéa 1er, 1°, des lois coordonnées sur le Conseil d'Etat;
   Sur la proposition de Notre Vice-Première Ministre et Ministre de la Mobilité et des Transports et de Notre Secrétaire d'Etat à l'Energie et de l'avis de Nos Ministres qui en ont délibéré en Conseil,
   Nous avons arrêté et arrêtons :

Modification(s) Texte Table des matières Début
IMAGE
  • ARRETE ROYAL DU 11-02-2019 PUBLIE LE 21-02-2019
    (ART. MODIFIES : INTITULE; 1; 14; 14quaterdecies-14viciessemel; 14ter; 14quater)
  • IMAGE
  • ARRETE ROYAL DU 17-08-2018 PUBLIE LE 27-08-2018
    (ART. MODIFIE : 14) Entrée en vigueur à déterminer.
  • IMAGE
  • ARRETE ROYAL DU 09-02-2017 PUBLIE LE 22-02-2017
    (ART. MODIFIES : 1; 14)
  • IMAGE
  • ARRETE ROYAL DU 04-04-2014 PUBLIE LE 04-06-2014
    (ART. MODIFIES : 1; 7; 13; 14; 14nonies; 14uodecies)
  • IMAGE
  • ARRETE ROYAL DU 17-08-2013 PUBLIE LE 27-08-2013
    (ART. MODIFIES : 1; 14bis; 14ter; 14quater; 14septies; 14octies; 14nonies-14duodecies; N)
  • IMAGE
  • ARRETE ROYAL DU 21-12-2012 PUBLIE LE 16-01-2013
    (ART. MODIFIE : 14)
  • IMAGE
  • LOI DU 29-03-2012 PUBLIE LE 30-03-2012
    (ART. MODIFIE : 17)
  • IMAGE
  • ARRETE ROYAL DU 31-10-2008 PUBLIE LE 14-11-2008
    (ART. MODIFIES : 1; 14; 14BIS-14OCTIES)
  • IMAGE
  • ARRETE ROYAL DU 05-10-2005 PUBLIE LE 14-10-2005
    (ART. MODIFIE : 14)

  • Début Premier mot Dernier mot Modification(s) Préambule
    Table des matières 18 arrêtés d'exécution 9 versions archivées
    Version néerlandaise