Introduction

En Europe, l’approche réglementaire en matière d’innovation et de développement de réseaux intelligents est un sujet qui perdure, et qui semble également intéresser le Canada¹. Récemment, le Conseil des régulateurs européens de l’énergie (CEER)² a publié son deuxième examen sur les approches réglementaires visant à faciliter la mise en œuvre des solutions de réseaux intelligents (ci-après appelé : examen du CEER)³, faisant suite à un examen de 2011⁴ et à un exposé de position (et de conclusion) de 2009 sur les réseaux intelligents^5,6.

Dans le présent article, nous résumons cette perspective européenne des approches réglementaires visant à faciliter la mise en place de réseaux intelligents en fonction de l’examen du CEER⁷. Nous nous concentrerons sur les réseaux de distribution, qui sont exploités par les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD)⁸. Le but est de mettre en lumière les éléments qui ont trait aux particularités du marché énergétique européen et le rôle de l’autorité nationale de régulation (ANR) dans ce marché. Dans notre conclusion, nous tenterons de tirer des leçons des efforts européens décrits dans le présent document.

Nous commencerons par les éléments qui favorisent le développement de réseaux intelligents en Europe et la définition de réseau électrique intelligent axée sur l’utilisateur proposée par le CEER. Nous examinerons ensuite la relation entre le dégroupage et le développement de réseaux intelligents, après quoi nous décrirons brièvement le cadre de réglementation général en Europe et le rôle des ANR dans les projets de démonstration. Nous examinerons des mesures d’incitation particulières pour l’innovation dans un cadre de contrôle des prix axé sur le rendement ainsi que des indicateurs du rendement fondés sur l’« intelligence » des réseaux. Nous terminerons avec des réflexions quant à la possibilité d’adapter les idées pour les réseaux électriques intelligents aux réseaux énergétiques intelligents, qui comprennent le gaz naturel.

Définition de réseau intelligent axée sur l’utilisateur

Les services d’électricité doivent être prêts à recevoir l’électricité décentralisée et à gérer les fluctuations dans l’offre et la demande qui résulteraient d’innovations sur les lieux de résidence ou d’exploitation du client.⁹ [Traduction]

Afin de réduire les émissions de gaz à effet de serre et d’accroître la sécurité de l’approvisionnement en Europe¹⁰, l’Union européenne a établi des objectifs précis pour 2020 :

réduire les gaz à effet de serre d’au moins 20 % par rapport aux niveaux de 1990;

accroître l’utilisation de sources renouvelables à 20 % de l’énergie totale;

accroître l’efficacité énergétique de 20 %.¹¹

Ces objectifs ont été d’importants éléments moteurs de l’innovation dans le secteur énergétique européen, principalement dans le cadre de plans de mise en œuvre nationaux¹² qui ont changé les besoins des consommateurs d’énergie. Par exemple, aux Pays-Bas, les mesures d’incitation pour la production d’énergie durable¹³ ont occasionné une croissance considérable de production décentralisée (plus particulièrement de centrales de production combinée de chaleur et d’électricité) dans certaines régions, ce qui a incité l’ORD à mettre au point un système de gestion de la congestion et d’équilibrer l’électricité au niveau de la distribution¹⁴.

En raison de l’importance accordée aux besoins des consommateurs d’énergie, le CEER a décidé d’adopter une définition des réseaux intelligents axée sur le consommateur et indépendante de la technologie :

Un réseau intelligent est un réseau électrique qui peut intégrer de façon rentable le comportement et les activités de tous les consommateurs qui y sont raccordés – producteurs, consommateurs et ceux qui sont les deux – afin d’assurer la rentabilité et la durabilité des réseaux électriques, peu de pertes et des niveaux élevés de qualité et de sécurité de l’approvisionnement et de sûreté ¹⁵.

Cette définition est une version légèrement modifiée de la définition de la plate-forme technologique European SmartGrids Technology Platform¹⁶ qui a été adoptée par le Groupe de travail sur les réseaux intelligents de la Commission européenne¹⁷.

Il est à noter qu’en général, les compteurs intelligents sont réputés faire partie des réseaux intelligents. Toutefois, le CEER a déclaré qu’« il est techniquement possible de mettre au point des infrastructures de réseau intelligent et de compteur intelligent indépendantes les unes des autres »¹⁸. L’examen du CEER relève que dans 70 % des pays, les réseaux intelligents utilisent les données de compteurs intelligents et que dans la majorité des pays, les consommateurs (71 %) et les GRD (67 %) ont accès aux données de compteurs intelligents. Nous n’aborderons pas la question de la réglementation des compteurs intelligents, puisque celle-ci n’entre pas dans la portée du présent document, mais nous nous référerons aux travaux considérables réalisés par le CEER à ce sujet¹⁹.

Dégroupage : catalyseur ou inhibiteur du développement de réseaux intelligents? 

L’innovation institutionnelle la plus importante qui permettra […] au réseau intelligent de réaliser son potentiel […] est la désintégration verticale de l’industrie de l’électricité²⁰. [Traduction]

En Europe, les services d’électricité anciennement intégrés verticalement sont dégroupés, du moins sur le plan juridique et fonctionnel²¹, ce qui signifie que les GRD ne peuvent pas se retrouver sur les marchés de la production et du détail, qui sont concurrentiels. Le but du dégroupage est de mettre en place un marché réellement ouvert pour la production et l’approvisionnement, afin d’« assurer la concurrence et l’approvisionnement en électricité au prix le plus compétitif »²². Certains soutiennent que la séparation juridique ne suffira pas, mais que les GRD devraient également être dégroupés en tant que propriétaires²³, comme c’est le cas pour les opérateurs de réseaux de transport²⁴. L’examen du CEER n’indique pas que le dégroupage est une condition préalable à l’innovation, mais mentionne simplement que les ANR sont généralement de l’avis que « les règles existantes pour le dégroupage ne devraient pas nuire au développement de réseaux intelligents […] », bien que certaines ANR emettent d’autres commentaires.

Par exemple, le régulateur britannique craint que « […] le stockage […] organisé par les GRD pour le renforcement des réseaux […] séparerait l’engagement du consommateur dans le réseau intelligent et rendrait l’engagement difficile pour ceux-ci ». Cette remarque concerne le rôle des GRD et les activités qu’ils devraient employer. Le CEER conclut que dans la majorité des pays (38 %), le développement de réseaux intelligents aura une incidence sur la limite entre les activités réglementées et celles non réglementées. Par conséquent, des nouvelles dispositions commerciales et réglementaires seront nécessaires afin de faciliter le développement de réseaux intelligents, ce qui est confirmé par 73 % des pays. Les exemples de ces dispositions sont « la coordination entre les fournisseurs et les GRD sur la flexibilité exigée des clients » et « la définition des relations et des rôles des parties prenantes au sein de la chaîne des valeurs ».

Régulation des débits et projets de démonstration

À la phase de démonstration, ce savoir ne devrait pas être une propriété exclusive – il devrait plutôt être largement diffusé aux autres membres de l’industrie ainsi qu’aux régulateurs et au public.²⁵ [Traduction]

Le mécanisme général d’établissement du débit en Europe repose sur le contrôle du prix fondé sur le rendement²⁶. De l’avis général, cette forme de régulation (du débit) se veut un meilleur mécanisme d’incitation que le contrôle du coût, bien qu’il semble également avoir ses lacunes²⁷. Les exemples à cet effet pourraient être l’existence d’effets externes²⁸ et l’accent qui est mis sur les gains d’efficacité à court terme et le report d’investissements²⁹. Nous n’entrerons pas dans les détails des solutions possibles pour combler ces lacunes (par ex., rémunération distincte des coûts de R. et D.³⁰ ou investissements novateurs³¹), mais nous nous concentrerons plutôt sur les points de vue exprimés dans l’examen du CEER.

Avant de traiter de certaines mesures d’incitation particulières, il importe de noter que les ANR, de façon générale, ne jouent pas un grand rôle dans les projets de démonstration. Le gouvernement ou un organisme gouvernemental accorde habituellement les fonds nécessaires à la réalisation des projets de démonstration, alors que les ANR n’y jouent souvent qu’un rôle consultatif. Les projets de démonstration cadrant avec les fonctions juridiques des GRD (et qui relèvent donc du domaine de la réglementation) sont, en fin de compte, financés à partir des tarifs de réseau³². En raison de la régulation des débits, les GRD peuvent réaliser ces projets sans le consentement préalable du régulateur, bien que dans certains pays, un GRD peut s’en remettre au régulateur pour une rémunération distincte³³. Également en ce qui concerne la surveillance des projets de démonstration et la diffusion générale des leçons tirées de ces projets, une importante recommandation du CEER³⁴, les ANR n’y jouent qu’un rôle marginal.

Incitation à l’innovation

Les régulateurs devraient autoriser la distribution […] les services d’électricité à recouvrer les coûts d’investissements adéquatement justifiés dans les réseaux intelligents des services publics³⁵. [Traduction]

Des ANR participantes, 63 % indiquent que des mesures d’incitation générales (c.àd., non propres aux réseaux intelligents) sont utilisées pour le développement de réseaux intelligents, ce qui correspond au point de vue général selon lequel il n’y aurait pas de différence entre les réseaux intelligents et les réseaux traditionnels quant aux « mesures d’incitation pour encourager les opérateurs de réseaux à choisir les solutions d’investissement les plus rentables » et pour l’établissement de « nouveaux tarifs incitant à une utilisation plus rentable des réseaux ». Cet avis est largement influencé par les cadres de réglementation qui tiennent compte des sorties plutôt que des entrées et qui laissent le plus possible le choix en matière de technologie et d’investissement à la discrétion des GRD³⁶. L’importance accordée au rendement est soutenue par la Commission européenne, qui soutient que « les mesures d’incitation réglementaires devraient encourager les opérateurs de réseaux à tirer des revenus en utilisant des moyens qui ne sont pas liés à des ventes supplémentaires, mais qui sont plutôt fondés sur des gains d’efficacité et des besoins d’investissement à plus faible crête »³⁷.

Il n’est donc pas surprenant que 79 % des pays ayant participé à l’examen du CEER utilisent des outils d’établissement de prix qui facilitent le développement de réseaux intelligents et que 63 % utilisent des indicateurs de rendement. Bien qu’un grand nombre d’ANR estiment que le régime existant encourage déjà le développement de réseaux intelligents, la majorité des pays (76 %) croient toujours que les instruments de réglementation, surtout les mesures d’incitation à l’investissement et les indicateurs du rendement, devront être adaptés au développement de réseaux intelligents. Dans la prochaine section nous traiterons d’indicateurs du rendement qui s’appliquent plus particulièrement au développement de réseaux intelligents.

Indicateur du rendement pour l’intelligence

Les régulateurs […]devront travailler plus intelligemment de pair avec les services d’électricité qu’ils régulent³⁸. [Traduction]

Les régulateurs européens ont beaucoup d’expérience dans l’utilisation d’indicateurs du rendement pour déterminer la qualité de l’approvisionnement³⁹. Ces indicateurs du rendement sont également importants pour favoriser les solutions ayant recours aux réseaux intelligents, étant donné que des solutions intelligentes seraient nécessaires pour offrir (à tout le moins) le niveau de qualité requis tout en intégrant, par exemple, la production décentralisée et la gestion de la demande d’électricité. Dans l’examen du CEER, certains des indicateurs du rendement à l’étude⁴⁰ pour évaluer l’« intelligence » des réseaux sont étroitement reliés aux indicateurs de la qualité de l’approvisionnement. Par exemple, l’indicateur « satisfaction mesurée des utilisateurs d’un réseau intelligent pour les services qu’ils reçoivent » est étroitement relié aux indicateurs de la qualité commerciale. Comme le formule le CEER, cet indicateur devrait être le plus important, étant donné que « le réseau est là pour les utilisateurs ». Toutefois, il est difficile d’évaluer la satisfaction du consommateur de façon objective. Cet indicateur est utilisé en Grande-Bretagne comme source de revenu, et dans quatre pays, il est utilisé ou considéré à des fins de surveillance.

Un indicateur qui est étroitement relié à l’indicateur de continuité de l’approvisionnement « énergie non fournie » est l’« énergie non tirée de sources renouvelables en raison de congestion et/ou de risques pour la sécurité ». Il est utilisé en Grande-Bretagne comme source de revenu, et dans sept pays il est utilisé ou considéré à des fins de surveillance. Cet indicateur ne comporte pas une forte mesure d’incitation à investir avant la mise en place d’une production d’électricité renouvelable, contrairement à l’indicateur « capacité d’accueil pour les sources d’énergie décentralisée dans les réseaux de distribution », qui pourrait toutefois entraîner un surinvestissement dans la capacité. Cet indicateur représente la quantité de production qui peut être raccordée au réseau de distribution sans mettre la continuité de l’approvisionnement et la qualité de tension en péril et est utilisé dans certains pays comme source de revenu ou à des fins de surveillance.

Un indicateur qui est directement relié à l’efficience et à la durabilité de l’énergie est le « niveau de pertes dans les réseaux de transport et de distribution ». Cet indicateur est largement utilisé tant comme source de revenu qu’à des fins de surveillance, ce qui a mené le CEER à publier un exposé de position à ce sujet dans le passé⁴¹. Bien qu’une partie des pertes ne puisse pas être contrôlée, l’utilisation de cet indicateur comme source de revenu peut grandement inciter l’opérateur à utiliser des solutions intelligentes afin de minimiser ses pertes d’énergie.

Des réseaux électriques intelligents aux réseaux énergétiques intelligents

Le réseau électrique est le front central dans la transition énergétique⁴².[Traduction]

Le présent article a porté sur l’innovation dans les réseaux électriques, sur les réseaux intelligents, ce qui n’est pas une coïncidence : il y a eu beaucoup moins de discussions sur l’innovation dans les réseaux gaziers, sur les réseaux gaziers intelligents. Nous soutiendrons ici qu’il est important de se pencher aussi sur la question des réseaux gaziers intelligents, parce qu’un des grands avantages qu’offre le gaz par rapport à l’électricité est qu’il peut être facilement stocké⁴³ , ce qui est particulièrement important en raison de la croissance dans la production d’électricité renouvelable, mais intermittente. Les systèmes avancés de production d’énergie par le gaz réduirait le besoin pour un stockage (dispendieux) de l’électricité et améliorerait l’efficacité des systèmes énergétiques en général.

Le choix entre l’utilisation de biogaz pour la production (parfois peu efficace) d’électricité et l’amélioration du gaz naturel renouvelable (ou biométhane), qui peut être transporté dans des pipelines de gaz naturel, est un autre exemple de l’interaction entre les réseaux d’électricité et de gaz. Ces exemples montrent qu’il n’est pas utile de parler (uniquement) des réseaux gaziers intelligents⁴⁴. Il faudrait plutôt prendre immédiatement les mesures nécessaires pour intégrer les réseaux intelligents et les réseaux gaziers. Du point de vue des systèmes, il serait même mieux d’envisager l’optimisation de tous les vecteurs énergétiques disponibles (ce qui comprend la chaleur dans les réseaux thermiques) dans les soi-disant réseaux énergétiques intelligents.

Un important obstacle dans le développement de réseaux intelligents est la division du monde de la réglementation, en Europe, mais également au Canada, dans les secteurs de l’électricité et du gaz. Cette division a contribué à mettre l’accent sur les enjeux dans chaque sous-réseau énergétique plutôt que sur le réseau énergétique dans son ensemble. L’une des recommandations du Groupe de travail de la Commission européenne pour les réseaux intelligents est donc d’« harmoniser les directives du 3^e paquet pour l’énergie⁴⁵ afin de permettre une plus grande interaction entre les vecteurs énergétiques⁴⁶ ». Les autres recommandations de ce Groupe de travail portent plus particulièrement sur la modification de la composition et de la qualité du gaz par l’injection d’hydrogène tiré de surplus d’électricité renouvelable et de gaz naturel renouvelable produit à partir du biogaz. Pour celles-ci, il importe de définir les responsabilités pour la qualité et la composition du gaz au niveau européen et de promouvoir les appareils au gaz qui acceptent une gamme plus variée de compositions de gaz.

Une autre recommandation du Groupe de travail de la Commission européenne pour les réseaux intelligents est de développer un cadre réglementaire qui comprend des mesures

d’incitation au développement de réseaux gaziers intelligents. Toutefois, l’utilisation d’indicateurs du rendement pour les réseaux gaziers intelligents est un peu plus difficile, puisqu’il ne faudrait en aucun cas créer un risque pour la sécurité⁴⁷. Les indicateurs de continuité de l’approvisionnement conviennent moins en raison de la disponibilité habituellement élevée des réseaux gaziers, mais les indicateurs de qualité commerciale et certains indicateurs d’« intelligence », comme l’utilisation de gaz renouvelable, la capacité disponible pour le gaz renouvelable et le niveau de perte des réseaux (c.àd., les émissions de méthane), pourraient bien être utilisés pour les réseaux gaziers.

Conclusion

[…] une entité […] doit voir au bon fonctionnement du réseau dans son ensemble […] et s’assurer que l’innovation aux limites du réseau est compatible avec son bon fonctionnement […]. Cette entité devrait être – doit être – le service d’électricité […] « intégrateur intelligent » […]⁴⁸. [Traduction]

Le point de vue des régulateurs européens en ce qui concerne le développement de réseaux intelligents est fondé sur un service (juridiquement) dégroupé pour les opérations des réseaux électriques qui favorise le changement, qui est axé sur les besoins des utilisateurs et qui est rémunéré en vertu d’un établissement de prix fondé sur le rendement. En général, les régulateurs européens ne jouent qu’un rôle marginal dans les projets de démonstration et la mise en valeur de solutions de réseau intelligent fondés sur une combinaison de mesures d’incitation à l’investissement et d’indicateurs du rendement

Cette approche de réglementation minimise donc la participation des régulateurs dans les choix technologiques et donne aux services toute la liberté d’agir comme « facilitateurs neutres du marché »⁴⁹, bien que certains ajouteraient qu’il faudrait également tenir compte du dégroupage sur le plan de la propriété. Les indicateurs de performance pour inciter les solutions des réseaux intelligents sont souvent étroitement liés au terme plus largement utilisé de la qualité des indicateurs de l’offre. Comme ces derniers, il est difficile de faire les choses en ce qui concerne le calendrier et l’ampleur des investissements. Par conséquent, le cadre fondé sur la production est souvent complété par une certaine forme de réglementation de base, dans lequel les investissements sont explicitement approuvés par le régulateur. En raison du rôle changeant des services, des limites claires du domaine de la réglementation et une définition des relations et des rôles des parties prenantes devraient être établies. Un exemple du premier cas est la responsabilité de l’exploitation des installations de stockage dans les réseaux de distribution et du dernier sont les rôles dans la gestion des données des compteurs intelligents. Ces questions posent des problèmes en ce qui concerne le cadre de réglementation et pourraient occasionner des pertes d’efficacité si elles ne sont pas réglées par les régulateurs.

En Europe, l’accent est clairement mis sur les réseaux électriques, bien que des arguments convaincants soient également avancés pour la mise en œuvre de mesures d’incitation au développement de réseaux gaziers intelligents.  Dans un avenir proche, les réseaux de gaz intelligents pourront fournir d’importantes fonctions de stockage et de flexibilité pour les réseaux sociaux. Les considérations portent sur la responsabilité de la qualité et de la composition du gaz, et la possibilité de regrouper les cadres réglementaires de l’électricité et du gaz (et si mis en place, de l’énergie thermique) dans un cadre réglementaire pour les réseaux énergétiques intelligents qui optimise l’intégration de tous les vecteurs énergétiques disponibles.

* Hugo Schotman est co-président du Groupe de travail Smart Energy Network Deployment (SEND TF) et a travaillé dans le passé sur la réglementation de la qualité des réseaux energétiques et des investissements dans l’innovation du réseau de L’Autorité néerlandaise des consommateurs et des marchés (ACM). Il est co-auteur des documents suivants qui sont cités dans cet article : l’exposé de position de l’ERGEG sur les réseaux intelligents,  exposé de position sur les réseaux intelligents, une note de conclusion de l’ERGEG et la contribution néerlandaise aux tables rondes de l’OCDE, Électricité : énergies renouvelables et réseaux intelligents. L’auteur tient à exprimer sa sincère gratitude à Edwin Edenlenbos de l’ACM pour ses précieux commentaires. Le contenu de cette publication demeure cependant l’entière responsabilité de l’auteur.

1. Voir Concentric Energy Advisors, Stimulating Innovation on behalf of Canada’s Electricity and Natural Gas Consumers: A Discussion Paper Prepared For Canadian Gas Association and Canadian Electricity Association (21  novembre 2013); Commission de l’énergie de l’Ontario, Report of the Board, Renewed Regulatory Framework for Electricity Distributors: A Performance-Based Approach,  (18 octobre 2012); Regulator/Industry Dialogue, Long série ressources d’apprentissage des SEIC N^o 3Term Utility Service Planning in a Short Term World  (27-28 septembre 2012); et ICES Literacy Series No 3, Economic Regulation and the Development of Integrated Energy Systems,  (septembre 2012).
2. Le Conseil des régulateurs européens de l’énergie (CEER) est la voix des autorités nationales de régulation (ANR) de l’électricité et du gaz, en ligne : <http://www.ceer.eu>. Le CEER travaille en étroite collaboration avec l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACRE), une agence de l’UE qui aide les ANR « à exercer, au niveau communautaire, les tâches de réglementation qu’elles doivent exécuter dans les États membres et, le cas échéant, à coordonner leurs activités », en ligne :<http://ec.europa.eu/energy/gas_electricity/acer/acer_en.htm>. Une bonne introduction au travail et à la vision de l’ACRE se trouve dans le livre vert : Agence de coopération des régulatuers de l’énergie, European Energy Regulation: A Bridge to 2025 – Public Consultation Paper PC_2014_O_01 (29 avril 2014).
3. Conseil des régulateurs européens de l’énergie, Status Review of Regulatory Aproaches to Enabling Smart Grids Solutions (“Smart Regulation”) C13-EQS-57-04(18 février 2014).
4. Examen du CEER des approches réglementaires relatives aux réseaux électriques intelligents C11-EQS-45-04 (6 juillet 2011).
5. Groupe des régulateurs européens pour l’électricité et le gaz (ERGEG), Position Paper on Smart Grids E09-EQS-30-04 (10 décembre 2009).
6. Groupe des régulateurs européens pour l’électricité et le gaz (ERGEG), Position Paper on Smart Grids – An ERGEG Conclusions Paper E10-EQS-38-05 (10 juin 2010).
7. L’examen du CEER est basé sur un questionnaire destiné aux membres du CEER et auquel 27 de ces membres ont répondu.
8. Le Gestionnaire du réseau de distribution (ou GRD) est l’équivalent européen (dégroupé) des sociétés de distribution locales (SDL) canadiennes.
9. Unlocking energy innovation: How America can build a low-cost, low-carbon energy system, , The MIT Press, 2012 à la p 122. Nous tirerons des citations de ce livre afin de contrebalancer le présent article par un point de vue nord-américain.
10. La durabilité et la sécurité sont deux des trois principaux objectifs de la mise en œuvre d’une politique énergétique européenne. Le troisième objectif est la concurrence : afin d’appuyer la mise sur pied d’un marché énergétique interne réellement concurrentiel, voir Communication from the Commission to the European Council and the European Parliament – An energy policy for Europe, COM(2007) 1 final, (10 janvier 2007).
11. Communication from the Commission to the European Parliament, the Council, the European Economic  and Social Committee and the Committee of the Regions – 20 20 by 2020- Europe’s climate change opportunity, COM(2008) 30 final, (23 janvier 2008).
12. L’opinion des membres du CEER diffère quant à l’utilité d’une harmonisation de ces plans de mise en œuvre nationaux; voir Implications of Non-harmonised Renewable Support Schemes – A CEER Conclusions Paper 12-SDE-25-04b (18 juin 2012). L’ACRE indique que « les subventions nationales de SER visant des technologies particulières, bien qu’elles cadrent avec les objectifs stratégiques de l’UE, constituent une importante distorsion des marchés »; voir référence supra note 2.
13. Voir par ex, Netherlands Enterprise Agency,  Stimulation of Sustainable Energy Production (SDE+), en ligne :  <http://english.rvo.nl/subsidies-programmes/stimulation-sustainable-energy-production-sde>.
14. Série Electricity: Renewables and Smart Grids, OECD Best Practice Roundtables on Competition Policy, (4 mai 2011), référence à la contribution des Pays-Bas aux présentes (aux p 135 – 141).
15. Supra notes 5, 6.
16. Plate-forme technologique européennem SmartGrids, Strategic Deployment Document for Europe’s Electricity Networks of the Future, (20 avril 2010).
17. Groupe de travail sur les réseaux intelligents de la Commission européenne, Expert Group 1: Functionalities of smart grids and smart meters, (décembre 2010).
18. Supra note 6.
19. Conseil des régulateurs européens de l’énergie, Status Review of Regulatory Aspects of Smart Metering C13-RMF-54-05 (12 septembre 2013); Final Guidelines of Good Practice on Regulatory Aspects of Smart Metering for Electricity and Gas E10-RMF-29-05(8 février 2011); et références   ci-après.
20. Supra note 9 à la p 126.
21. Sur la base des directives 2003/54/EC (électricité) et 2003/55/EC (gaz). Les États membres peuvent décider de ne pas appliquer les règles de séparation aux entreprises d’électricité intégrées qui approvisionnent  moins de 100 000 clients . L’ACRE s’interroge actuellement quant à savoir si elle devrait recommander de revoir cette limite, étant donné que les clients de ces GRD ne bénéficient pas des mêmes avantages que les clients des GRD dégroupés; voir référence supra note 2.
22. Directives 2009/72/EC (électricité) et 2009/73/EC (gaz) du Troisième paquet législatif pour les marchés gaz et de l’électricité.
23. Les GRD dégroupés juridiquement font partie d’une plus vaste entreprise verticalement intégrée. L’ACRE soutient qu’un GRD ne peut agir qu’à titre de facilitateur neutre du marché s’il est également dégroupé sur le plan de la propriété; voir référence supra note 2.
24. Le dégroupage sur le plan de la propriété des opérateurs de réseaux de transport est fondé sur les directives supra note 22.
25. Supra note 9 à la p 139.
26. Pour un exemple du contrôle des prix fondé sur le rendement en Europe, voir : Hugo Schotman, « Favoriser la concurrence entre les entreprises locales de distribution réglementées : L’exemple des Pays-Bas », Publication trimestrielle sur la réglementation de l’énergie, vol.2 (5 mai 2014).
27. Pour un document de consultation voir : Dierk Bauknecht, Incentive Regulation and Network Innovations, RSCAS 2011/02 (2011).
28. Voir l’exemple supra note 14.
29. Voir l’exemple supra note 26.
30. Voir l’exemple supra note 27.
31. Voir l’exemple supra note 26.
32. L’entreprise verticalement intégrée dont fait partie la majorité des GRD mène également des activités dans les secteurs de la production et du détail. Les projets de démonstration dans ces secteurs n’entrent pas dans la portée des ANR.
33. Voir l’exemple supra, à la note 27
34. Supra note 5.
35. Supra note9 à la p 136.
36. Supra notes 5, 14.
37. Commission européenne, communication de la Commission au Parlement européen, au Conseil, au Comité économique et social européen et au Comité des régions, Smart Grids: from innovation to deployment, COM (2011) 202 final, Bruxelles, (12 avril 2011).
38. Supra note 9 à la p 73.
39. La qualité de l’approvisionnement comprend la « continuité de l’approvisionnement », la « qualité de la tension » et la « qualité commerciale »; voir 5th Benchmarking Report on Electricity Quality of Supply C11-EQS-47-03 (2 décembre 2011).
40. Nous examinerons ici les indicateurs liés aux réseaux de distribution; les indicateurs pour les réseaux de transport sont reliés à l’injection maximum de puissance sans congestion, la quantité et l’utilisation d’une capacité d’interconnexion et les pertes de réseaux (de transport).
41. Treatment of Losses by Network Operators – an ERGEG Position Paper for public consultation E08-ENM-04-03 (15 juillet 2008), et Treatment of Losses by Network Operators – an ERGEG Conclusions Paper E08-ENM-04-03c (19 février 2009).
42. Supra note9 à la p 58.
43. L’ACRE reconnaît que les réseaux gaziers peuvent donner plus de souplesse aux réseaux électriques et que, pour cette raison, il pourrait être utile « d’intégrer les régimes des marchés du gaz et de l’électricité dans la plus grande mesure acceptable afin d’éviter des obstacles inutiles et d’assurer un équilibre efficace des réseaux »; voir référence supra note 2.
44. Éléments portant sur le gaz, tirés de European Commission Task Force for Smart Grids, Expert Group 4: Smart Grid (6 juin 2011).
45. Supra note 22.
46. Supra note 44.
47. Supra note 26.
48. Supra note 9 à la p 68.
49. Supra note 2.