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Elia - Projets d'investissement planifiés -Aperçu - Analyse coûts-bénéfices et évaluation des coûts transparentes - Financement
nuisance électromagnétique
CREG
investissement
réseau énergétique
énergie électrique
transport d'énergie
| 26/4/2023 | Envoi question (Fin du délai de réponse: 26/5/2023) |
| 28/7/2023 | Réponse |
Justification du caractère transversal de la question écrite : la problématique de l'énergie constitue un défi commun à l'autorité fédérale et aux Régions.
Initialement, le gestionnaire du réseau à haute tension Elia avait prévu 4 milliards d'euros d'investissements dans la période 2022-2026. Les ambitions ont entre-temps été ajustées. Durant la période 2023-2027, Elia prévoit désormais de faire 7,2 milliards d'euros d'investissements pour entretenir et renforcer le réseau à haute tension belge. La Commission de régulation de l'électricité et du gaz (CREG) attire toutefois l'attention sur le fait que les projets d'investissement planifiés n'ont pas fait l'objet d'une analyse coûts-bénéfices et d'une évaluation des coûts transparentes.
Je souhaite dès lors vous poser les questions suivantes :
1) Estimez-vous justifiée la préoccupation de la CREG quant au fait que les projets d'investissement planifiés n'ont pas fait l'objet d'une analyse coûts-bénéfices et d'une évaluation des coûts transparentes ? Pouvez-vous préciser votre réponse ?
2) Connaissez-vous l'analyse coûts-bénéfices et l'évaluation des coûts des investissements planifiés ? Qu'en pensez-vous ?
3) Pouvez-vous fournir un aperçu des investissements planifiés pour la période 2023-2027 ? J'aimerais obtenir le prix de revient estimé par projet.
4) Comment peut-on expliquer les ajustements qui ont été apportés aux plans d'investissement ?
5) Comment Elia financera-t-elle les projets d'investissement planifiés ?
1) Cette préoccupation est justifiée et je la partage également. Mon administration a fait la même observation dans la déclaration de la direction générale de l’Énergie en vue de l’approbation du Plan de développement fédéral du réseau de transport d’électricité 2024-2034 par la ministre fédérale de l’Énergie le 5 mai 2023 en tant que conclusion finale. Pour les grands projets du système horizontal, c’est-à-dire le réseau belge de 380 kV et certaines connexions transfrontalières de 220 kV, Elia a réalisé une analyse coûts-bénéfices conformément à la méthodologie développée par ENTSO-E, qui est décrite au chapitre 1.4.5 du plan de développement du réseau fédéral 2024-2034. Il s’agit des projets les plus importants du Plan de développement du réseau fédéral pour lesquels une analyse coûts-bénéfices est élaborée et qui ont donc l’impact le plus important sur les coûts. Cependant, pour de nombreux projets, il n’existe pas d’alternatives possibles, ce qui est une préoccupation pertinente. Pour le système vertical, ces analyses n’ont pas lieu. Les investissements dans le système vertical découlent généralement de besoins assez clairement identifiés, qui nécessitent des investissements pour assurer le fonctionnement correct et efficace du réseau de transport, ce qui réduit le choix de réaliser ces analyses ou non. Dans le cas présent, il s’agit d’un nombre limité de choix de réalisation, mais il serait bon d’avoir une meilleure vision à ce sujet dans un prochain plan de développement fédéral du réseau. Mon administration a demandé à Elia plus de transparence pour certains choix afin de répondre à certains besoins identifiés du système. Elia a répondu qu’il s’agit d’un processus complexe et long dans lequel l’élaboration des solutions serait très complexe, technique et longue et dépasserait l’objectif du plan de développement fédéral du réseau. On peut comprendre en partie cette proposition, mais il semble nécessaire d’assurer une plus grande transparence à l’avenir étant donné l’impact majeur sur les tarifs des réseaux de transport. C’est pourquoi mon administration travaille actuellement sur une modification législative visant à rendre le processus du plan de développement fédéral du réseau beaucoup plus transparent et, surtout, à lui permettre de réagir de façon adéquate à l’évolution rapide des développements et des besoins. Cette proposition de modification de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité est actuellement soumise à l’avis de toutes les parties prenantes et sera soumise au Parlement dans un avenir proche.
2) Pour le système horizontal, Elia a réalisé une analyse coûts-bénéfices pour la plupart des projets, qui se trouvent dans le Plan de développement fédéral du réseau 2024-2034 au chapitre 4. Dans chaque cas, Elia vérifie si la méthode standardisée par ENTSO-E aboutit à une analyse coûts-bénéfices positive au niveau belge et européen. Si cette analyse n’est positive qu’au niveau européen, ce niveau devrait également être pris en considération pour le financement. Un exemple est le projet TritonLink, qui est spécifié comme conditionnel dans le Plan de développement du réseau fédéral et qui n’a donc pas encore été approuvé de manière définitive. TritonLink présente une analyse coûts-bénéfices négative au niveau belge pour la plupart des scénarios, mais une analyse coûts-bénéfices positive au niveau européen. Dès lors, ce projet a été introduit pour être inscrit sur la liste des «Projects of Common Interest» (PCIs) et être éligible à un financement européen tel que le Connecting Europe Facility (CEF). L’évaluation est donc basée sur une analyse coûts-bénéfices positive.
3) Le coût estimé est partagé en détail avec la Commission de régulation de l’électricité et du gaz (CREG) pour la détermination du projet de tarif et a donc été demandé à la CREG. La CREG communique ce qui suit:
La proposition tarifaire 2024-2027 n’a pas encore été introduite à la CREG et n’a donc pas encore été traitée.
Sur la base des dernières informations disponibles à la CREG, environ 56 % du CAPEX 2024-2027 (6,3 milliards d’euros) se rapportent à Ventilus, à la Boucle du Hainaut et au MOG II.
4) Cette question a également été posée à la CREG:
Une augmentation significative des coûts est liée à l’inflation, au «market scarcity» et à l’augmentation du prix des matières premières.
5) Cette question a également été posée à la CREG:
La méthodologie tarifaire 2024-2027 (approuvée par la CREG en juin 2022) encourage le gestionnaire de réseau à financer ces investissements avec 40 % de fonds propres et 60 % de dettes.