Loi du 9 juin 2023 modifiant : \n1° la loi modifiée du 1er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité ; \n2° la loi modifiée du 1er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel.

Le contenu de la version HTML du Journal officiel luxembourgeois est identique à la version PDF. Loi du 9 juin 2023 modifiant : 1° la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité ; 2° la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel. ​ ​ Chapitre 1er — Modification de la loi modifiée du 1er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité ​ Chapitre 2 — Modification de la loi modifiée du 1er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel ​ Nous Henri, Grand-Duc de Luxembourg, Duc de Nassau, Notre Conseil d’État entendu ; De l’assentiment de la Chambre des Députés ; Vu la décision de la Chambre des Députés du 16 mai 2023 et celle du Conseil d’État du 6 juin 2023 portant qu’il n’y a pas lieu à second vote ; Avons ordonné et ordonnons : ​ Chapitre 1 er - Modification de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité ​

Art. 1 er . L’article 1 er de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité est modifié comme suit : 1° Le paragraphe 1 quater est remplacé comme suit : ​ «     (1 quater ) « acteur du marché » : toute personne physique ou morale qui produit, achète ou vend de l’électricité, qui participe à l’agrégation ou qui est un gestionnaire de la participation active de la demande ou de services de stockage de l’énergie, y compris la passation d’ordres, sur un ou plusieurs marchés de l’électricité, y compris des marchés de l’énergie d’équilibrage ; ​ ​ ​ ​ ​      » 2° Au paragraphe 1 decies , le terme ​  « renouvelable » ​ est supprimé à deux reprises et les termes ​  « , lui-même ou par l’intermédiaire d’un tiers, » ​ sont insérés entre les termes ​  « accepte d’acheter » ​ et les termes ​  « directement à un producteur » ​ . 3° Après le paragraphe 1 decies , sont insérés les paragraphes 1 undecies à 1 quindecies nouveaux, libellés comme suit : ​ «     (1 undecies ) « activité principale » : une activité exercée par un gestionnaire de réseau sur base d’une obligation légale ou réglementaire, soumise à la surveillance ou au contrôle du régulateur, et ayant trait à l’établissement, l’exploitation, l’entretien ou le développement d’ouvrages électriques destinés au transport ou à la distribution d’électricité en ce compris les services accessoires et les services auxiliaires ; (1 duodecies ) « activité accessoire » : une activité exercée régulièrement par un gestionnaire de réseau qui n’est pas une activité principale ; (1 terdecies ) « agrégateur » : un acteur du marché qui pratique l’agrégation ; (1 quaterdecies ) « agrégateur indépendant » : un agrégateur qui n’est pas lié au fournisseur du client ; (1 quindecies ) « agrégation » : une fonction exercée par une personne physique ou morale qui combine, en vue de la vente, de l’achat ou de la mise aux enchères sur tout marché de l’électricité, de multiples charges de consommation ou productions d’électricité ; ​ ​ ​ ​ ​      » 4° Après le paragraphe 2, il est rétabli un paragraphe 3, libellé comme suit : ​ «     (3) « centre de coordination régional » : une entité créée en vertu de l’article 35 du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité ​ ​ ​ ​ ​      » 5° Le paragraphe 7 bis est remplacé comme suit : ​ «     (7 bis ) « communauté énergétique » : une personne morale dont les membres ou actionnaires sont des personnes physiques ou morales, y inclus les autorités locales, à l’exclusion des entreprises qui occupent plus de 250 salariés ou dont le chiffre d’affaires annuel excède 50 millions d’euros ou dont le total du bilan annuel excède 43 millions d’euros. Les statuts d’une communauté énergétique précisent que son principal objectif est de proposer des avantages communautaires environnementaux, économiques ou sociaux à ses membres ou actionnaires ou aux territoires locaux où elle exerce ses activités, plutôt que de générer des profits financiers ; ​ ​ ​ ​ ​      » 6° Après le paragraphe 7 bis , il est inséré un paragraphe 7 ter nouveau, libellé comme suit : ​ «     (7 ter ) « client actif » : un client final, ou un groupe de clients finals agissant conjointement, qui consomme ou stocke de l’électricité produite dans ses locaux, ou qui vend l’électricité qu’il a lui-même produite ou participe à des programmes de flexibilité ou d’efficacité énergétique, à condition que ces activités ne constituent pas son activité commerciale ou professionnelle principale ; ​ ​ ​ ​ ​      » 7° Après le paragraphe 10 sexies , sont insérés les paragraphes 10 septies à 10 undecies nouveaux, libellés comme suit : ​ «     (10 septies ) « communication de marché » : un échange, par le biais d’une communication électronique et standardisée, entre les gestionnaires de réseau et les acteurs du marché, de toutes les données et informations visées à l’article 27 ter , paragraphe (3), alinéa 1 er , point c) ; (10 octies ) « composants pleinement intégrés au réseau » : des composants qui sont intégrés dans le réseau de transport ou de distribution, y compris des installations de stockage d’énergie, et qui sont utilisés à la seule fin d’assurer l’exploitation fiable et sûre du réseau de distribution ou de transport mais pas à des fins d’équilibrage ou de gestion de la congestion ; (10 nonies ) « congestion » : une situation dans laquelle toutes les demandes d’échange d’énergie entre des portions de réseau formulées par des acteurs du marché ne peuvent pas toutes être satisfaites parce que cela affecterait de manière significative les flux physiques sur des éléments de réseau qui ne peuvent pas accueillir ces flux ; (10 decies ) « contrat d’électricité à tarification dynamique » : un contrat de fourniture d’électricité conclu entre un fournisseur et un client final qui reflète les variations de prix sur les marchés au comptant, y compris les marchés journaliers et infrajournaliers, à des intervalles équivalant au moins à la fréquence du règlement du marché ; ​ ​ ​ ​ ​      » 8° Le paragraphe 11 est remplacé comme suit : ​ «     (11) « coordinateur d’équilibre » : le gestionnaire de réseau de transport ou tout tiers désigné en vertu de l’article 33, paragraphe (1), dans le cadre des missions incombant aux gestionnaires de réseau de transport en application du règlement (UE) 2017/2195 de la Commission du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique ; ​ ​ ​ ​ ​      » 9° Au paragraphe 11 bis , les termes ​  « par un client final » ​ et les termes ​  « par un producteur » ​ sont supprimés. 10° Le paragraphe 13 est remplacé comme suit : ​ «     (13) « efficacité énergétique » : le rapport entre les résultats, le service, la marchandise ou l’énergie que l’on obtient et l’énergie consacrée à cet effet ; ​ ​ ​ ​ ​      » 11° Après le paragraphe 13 bis , il est inséré un paragraphe 13 ter nouveau, libellé comme suit : ​ «     (13 ter ) « échange de pair à pair d’électricité renouvelable » : la vente d’électricité renouvelable entre acteurs du marché sur la base d’un contrat contenant des conditions préétablies régissant l’exécution et le règlement automatiques de la transaction soit directement entre les acteurs du marché, soit indirectement par l’intermédiaire d’un acteur du marché tiers. Le droit d’effectuer des échanges de pair à pair d’électricité renouvelable est sans préjudice des droits et obligations des parties concernées en tant que clients finals, producteurs, fournisseurs ou agrégateurs ; ​ ​ ​ ​ ​      » 12° Au paragraphe 14, les termes ​  « l’agrégation, la participation active de la demande, le stockage d’énergie, » ​ sont insérés entre les termes ​  « le transport, la distribution, » ​ et les termes ​  « la fourniture ou l’achat d’électricité » ​ . 13° Après le paragraphe 18, sont insérés les paragraphes 18 bis et 18ter nouveaux, libellés comme suit : ​ «     (18 bis ) « équilibrage » : l’ensemble des actions et processus, à toutes les échéances, par lesquels un gestionnaire de réseau de transport maintient, en permanence, la fréquence du réseau dans une plage de stabilité prédéfinie et assure la conformité avec le volume de réserves nécessaires pour fournir la qualité requise ; (18 ter ) « énergie d’équilibrage » : l’énergie utilisée par un gestionnaire de réseau de transport aux fins de l’équilibrage ; ​ ​ ​ ​ ​      » 14° Au paragraphe 20, la deuxième phrase est supprimée. 15° Le paragraphe 20 ter est remplacé comme suit : ​ «     (20 ter ) « fournisseur de service de charge » : un fournisseur de service de mobilité proposant à l’utilisateur d’un véhicule électrique un service de charge sur l’infrastructure de charge publique. Il est contractuellement lié à l’opérateur de l’infrastructure de charge publique qui lui facture des tarifs d’utilisation de l’infrastructure de charge publique ; ​ ​ ​ ​ ​      » 16° Après le paragraphe 20 ter , il est inséré un paragraphe 20 quater nouveau, libellé comme suit : ​ «     (20 quater ) « fournisseur de service de mobilité » : un prestataire de services qui offre des services de mobilité pour les utilisateurs de véhicules électriques y inclus des services d’accès à la charge. La fourniture de services d’accès à la charge n’est pas considérée comme fourniture dans le sens de la présente loi ; ​ ​ ​ ​ ​      » 17° À la fin du paragraphe 21, le point-virgule est remplacé par un point et le paragraphe est complété par la phrase suivante : ​ «     N’est pas considérée comme activité de fourniture l’achat et la vente d’énergie électrique par les gestionnaires de réseau nécessaires à des fins d’équilibrage et de compensation des pertes de réseau ou le partage d’énergie électrique ; ​ ​ ​ ​ ​      » 18° Après le paragraphe 25, sont insérés les paragraphes 25 bis à 25 quater nouveaux, libellés comme suit : ​ «     (25 bis ) « REGRT pour l’électricité » : réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport d’électricité institué par le règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité ; (25 ter ) « entité des GRD de l’Union » : entité des gestionnaires de réseau de distribution de l’Union européenne instituée par le règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité ; (25 quater ) « infrastructure de charge publique » : l’infrastructure nationale de bornes de charge publiques pour véhicules électriques, assortie d’un système central commun permettant la communication de données entre les bornes et les fournisseurs de service de charge, déployée, gérée et exploitée conformément aux dispositions relatives à la mission de service public d’opérateur de l’infrastructure de charge publique. Les bornes constituant l’infrastructure de charge publique sont d’utilité publique ; ​ ​ ​ ​ ​      » 19° Après le paragraphe 28 bis , sont insérés les paragraphes 28 ter et 28 quater nouveaux, libellés comme suit : ​ «     (28 ter ) « marchés de l’électricité » : les marchés pour l’électricité, y compris les marchés de gré à gré et les marchés organisés de l’électricité ; (28 quater ) « marchés organisés de l’électricité » : les places de marché organisé pour l’électricité, y compris les bourses de l’électricité, les marchés pour le commerce de l’énergie, les capacités, l’équilibrage et les services auxiliaires à différents délais de transaction, y compris les marchés à terme, à un jour et à moins d’un jour tels que définis à l’article 2, point 4), du règlement d’exécution (UE) n° 1348/2014 de la Commission du 17 décembre 2014 concernant la déclaration des données en application de l’article 8, paragraphes 2 et 6, du règlement (UE) n° 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie ; ​ ​ ​ ​ ​      » 20° Après le paragraphe 29, sont insérés les paragraphe 29 bis et 29 ter nouveaux, libellés comme suit : ​ «     (29 bis ) « opérateur d’infrastructure de charge » : une personne physique ou morale qui exploite une infrastructure de charge pour véhicules électriques pour le compte d’un tiers ou pour son propre compte ; (29 ter ) « opérateur de l’infrastructure de charge publique » : un opérateur d’infrastructure de charge exécutant, en vertu de l’article 33 bis ou de l’article 27, paragraphe (13), le service public de déploiement, gestion et exploitation de l’infrastructure de charge publique ; ​ ​ ​ ​ ​      » 21° Au paragraphe 31, les termes ​  « y inclus les ouvrages publics liés à la mobilité électrique » ​ sont supprimés. 22° Après le paragraphe 31 bis , sont insérés les paragraphes 31 ter et 31 quater nouveaux, libellés comme suit : ​ «     (31 ter ) « partage d’énergie électrique » : allocation à granularité quart-horaire d’électricité produite au sein de clients actifs agissant conjointement ou d’autoconsommateurs d’énergies renouvelables agissant de manière collective ou au sein d’une communauté énergétique à d’autres clients actifs ou autoconsommateurs agissant de manière collective ou membres d’une communauté énergétique ; (31 quater ) « participation active de la demande » : le changement qu’apporte le client final à sa charge d’électricité par rapport à son profil de consommation habituel ou actuel pour réagir aux signaux du marché, y compris à des variations de prix de l’électricité en fonction du moment ou des incitations financières, ou pour réagir à l’acceptation de l’offre du client final de vendre, seul ou par le biais de l’agrégation, une réduction ou une augmentation de la demande à un prix déterminé sur un marché organisé de l’électricité ; ​ ​ ​ ​ ​      » 23° Après le paragraphe 32, il est inséré un paragraphe 32 bis nouveau, libellé comme suit : ​ «     (32 bis ) « petite entreprise » : une entreprise qui emploie moins de cinquante personnes et dont le chiffre d’affaires annuel ou le total du bilan annuel n’excède pas 10 millions d’euros ; ​ ​ ​ ​ ​      » 24° Au paragraphe 37 bis , les termes ​  « par un client final » ​ et les termes ​  « par un producteur » ​ sont supprimés. 25° Au paragraphe 41 bis , les termes ​  « l’offre ou la vente d’énergie électrique » ​ sont remplacés par les termes ​  « l’offre de vente ou d’achat d’énergie électrique d’un fournisseur à un client final » ​ et les termes  ​  « , dans le cas de la vente, » ​  sont insérés entre les termes ​  « y relatives ainsi que » ​ et les termes ​  « le mix énergétique » ​ . 26° Après le paragraphe 41 ter , il est inséré un paragraphe 41 quater nouveau, libellé comme suit : ​ «     (41 quater ) « projet à caractère expérimental » : un projet auquel a été conféré le statut de projet à caractère expérimental par décision du régulateur en vertu de l’article 8 septies ; ​ ​ ​ ​ ​      » 27° Le paragraphe 45 est remplacé comme suit : ​ «     (45) « responsable d’équilibre » : un acteur du marché ou son représentant désigné qui est responsable de ses déséquilibres sur le marché de l’électricité ​ ​ ​ ​ ​      » 28° Le paragraphe 47 ter est complété par les termes ​  « incluant les services d’équilibrage et les services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence, mais ne comprenant pas la gestion de la congestion » ​ 29° Après le paragraphe 47 quater , sont insérés les paragraphes 47 quinquies à 47 octies nouveaux, libellés comme suit : ​ «     (47 quinquies ) « service auxiliaire non lié au réglage de la fréquence » : un service utilisé par un gestionnaire de réseau pour le réglage de la tension en régime permanent, l’injection rapide de puissance réactive, l’inertie aux fins de la stabilité locale du réseau, le courant de court-circuit, la capacité de démarrage autonome et la capacité d’îlotage ; (47 sexies ) « service de flexibilité » : un service fourni par un acteur du marché basé sur la modulation des profils d’injection ou de prélèvement en réaction à un signal externe qui peut être lié à un prix de l’électricité ou à une activation. Les paramètres utilisés pour caractériser la flexibilité peuvent inclure la hauteur de la puissance modulée, la durée, le taux de changement, le temps de réponse et la localisation ; (47 septies ) « services de flexibilité technique » : des services de flexibilité utilisés par les gestionnaires de réseaux pour assurer le bon fonctionnement du système. Ces services englobent les services auxiliaires et les services liés à la gestion de la congestion et contribuent à la fiabilité du système ; ​ ​ ​ ​ ​      » 30° Au paragraphe 49 bis sont apportées les modifications suivantes : a) les termes ​  « la consommation d’énergie » ​ sont remplacés par les termes ​  « l’électricité injectée dans le réseau ou l’électricité prélevée du réseau » ​ ; b) les termes ​  « peut transmettre et recevoir des données en utilisant une forme de communication électronique » ​ sont remplacés par les termes ​  « est capable de transmettre et de recevoir des données à des fins d’information, de surveillance et de contrôle en utilisant une forme de communication électronique » ​ . 31° Après le paragraphe 49 bis , sont insérés les paragraphes 49 ter et 49 quater nouveaux, libellés comme suit : ​ «     (49 ter ) « stockage d’énergie » : dans le système électrique, le report de l’utilisation finale de l’électricité à un moment postérieur à celui auquel elle a été produite, ou la conversion de l’énergie électrique en une forme d’énergie qui peut être stockée, la conservation de cette énergie et la reconversion ultérieure de celle-ci en énergie électrique ou son utilisation en tant qu’autre vecteur d’énergie ; (49 quater ) « installation de stockage d’énergie » : dans le système électrique, une installation où est stockée de l’énergie ; ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 2. L’article 2 de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 1 er , la phrase suivante est insérée avant la dernière phrase : ​  « Tout fournisseur qui approvisionne des clients résidentiels offre au moins un produit standard d’électricité couvrant la vente et l’achat d’énergie électrique. » ​ 2° Au paragraphe 5, sont apportées les modifications suivantes : a) La lettre a) est remplacée comme suit : ​ «     a) respecter les dispositions de l’article 48 ​ ​ ​ ​ ​      » b) Les lettres b) et c) sont supprimées ; c) La lettre d) est remplacée comme suit : ​ «     d) assurer que les systèmes de paiement anticipé proposés sont équitables et reflètent de manière appropriée la consommation probable. Les clients résidentiels qui ont accès à des systèmes de prépaiement ne sont pas désavantagés par les systèmes de prépaiement ; ​ ​ ​ ​ ​      » d) À la lettre f), les termes ​  « n’aient rien à payer lorsqu’ils changent de fournisseur et » ​ sont supprimés ; e) À la lettre g), les termes ​  « fournisseur de services énergétiques » ​ sont remplacés par le terme ​  « tiers » ​ ; f) La lettre h) est supprimée. 3° Au paragraphe 6, la première phrase est complétée par les termes suivants ​  « ainsi que, pour les clients finals agissant en tant que producteurs, le cas échéant les modalités d’achat de l’énergie électrique injectée dans le réseau » ​ . 4° Au paragraphe 8, sont apportées les modifications suivantes : a) À la lettre d), la deuxième phrase est remplacée comme suit : ​ «     Dans ce cas, le fournisseur est habilité à appliquer de sa propre initiative ou sur demande de l’office social une facturation avec prépaiement jusqu’au règlement entier de la dette. ​ ​ ​ ​ ​      » b) Une nouvelle lettre g) est ajoutée à la fin avec la teneur suivante : ​ «     g) Les fournisseurs informent les clients résidentiels sur les mesures alternatives à l’interruption de fourniture suffisamment longtemps avant l’interruption prévue. Ces mesures alternatives font référence à des audits énergétiques, à des services de conseil énergétique, à des plans de paiement alternatifs, à des conseils en gestion de dette ou à des moratoires en ce qui concerne l’interruption de fourniture, et n’induisent pas de coût supplémentaire pour les clients confrontés à une interruption de fourniture. ​ ​ ​ ​ ​      » 5° Le paragraphe 13 est abrogé. ​

Art. 3. L’article 4 de la même loi est modifié comme suit : 1° Le paragraphe 1 er est remplacé comme suit : ​ «     (1) Tout client final qui n’a pas encore de fournisseur attribué en vertu d’un contrat de fourniture d’électricité ou un client résidentiel qui n’a obtenu l’accord d’aucun fournisseur moyennant un produit standard d’électricité est fourni par un fournisseur par défaut. À l’expiration de la durée maximale de la fourniture par défaut, définie par le régulateur selon les modalités du paragraphe (2), le fournisseur par défaut est obligé de fournir, selon les modalités d’un produit standard d’électricité spécifique dont les conditions et prix sont approuvés par le régulateur, le client résidentiel qui démontre qu’il n’a obtenu l’accord d’aucun fournisseur en vue d’une fourniture moyennant un produit standard d’électricité. Le client résidentiel concerné continue à être alimenté par le fournisseur par défaut jusqu’au moment où le client résidentiel est fourni par un fournisseur de son choix. Les dispositions de l’article 2, paragraphe (8) continuent à s’appliquer. ​ ​ ​ ​ ​      » 2° Après le paragraphe 1 er , il est inséré un paragraphe 1 bis nouveau, libellé comme suit : ​ «     (1 bis ) Le régulateur lance, au moins tous les trois ans, une procédure d’appel public à candidature pour la désignation d’un fournisseur par défaut dans une zone donnée, qui est ouverte à tout fournisseur disposant des autorisations nécessaires pour opérer sur le marché de l’électricité luxembourgeois. L’appel public à candidature est assorti d’un cahier des charges qui contient notamment les modalités procédurales applicables, les critères de sélection ainsi que le prix à facturer pour la fourniture par défaut et, le cas échéant, la formule d’évolution de ce prix. Ce prix ou formule de prix tient compte des coûts élevés des fournitures non programmées. Le régulateur désigne, pour une période de trois ans et pour une zone donnée, comme fournisseur par défaut, le fournisseur qui remplit les critères de sélection et qui s’engage à reverser au régulateur le montant unitaire le plus élevé pour chaque mégawattheure d’électricité fournie dans le cadre de la fourniture par défaut. ​ ​ ​ ​ ​      » 3° Au paragraphe 3, sont apportées les modifications suivantes : a) À l’alinéa 1 er , la deuxième phrase est complétée par les termes ​  « et ne doit pas dépasser le délai visé à l’article 19, paragraphe (4) » ​ ; b) À l’alinéa 1 er , la dernière phrase est supprimée ; c) L’alinéa 2 est supprimé. 4° Après le paragraphe 3, il est inséré un paragraphe 3 bis nouveau, libellé comme suit : ​ «     (3 bis ) Les fournisseurs désignés comme fournisseur par défaut sont tenus d’appliquer et de publier le prix à facturer pour la fourniture par défaut et, le cas échéant, la formule d’évolution de ce prix, tels que fixés dans le cahier des charges visé au paragraphe (1 bis ) du présent article. Ils publient leurs conditions générales pour la fourniture par défaut. Ces conditions doivent être transparentes, non discriminatoires et ne doivent pas empêcher l’ouverture du marché. Elles sont à soumettre à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57. ​ ​ ​ ​ ​      » 5° Après le paragraphe 4, sont insérés deux paragraphes 5 et 6 nouveaux, libellés comme suit : ​ «     (5) Le régulateur peut prononcer le retrait de la désignation, si le fournisseur par défaut enfreint les obligations du présent article ou aux conditions du cahier des charges visé au paragraphe (1 bis ). (6) Les montants versés conformément au paragraphe (1 bis ) du présent article contribuent au financement des frais de fonctionnement du régulateur visés à l’article 62. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 4. L’article 5 de la même loi est modifié comme suit : 1° Le paragraphe 1 er est complété par un deuxième alinéa qui prend la teneur suivante : ​ «     L’alinéa 1 er est sans préjudice de la possibilité, pour les gestionnaires de réseau de transport ou de distribution, de limiter la capacité de raccordement garantie ou de proposer des raccordements sous réserve de limitations opérationnelles afin de garantir la rentabilité des nouvelles installations de production ou de consommation ou des nouvelles installations de stockage d’énergie, à condition que de telles limitations aient été approuvées par le régulateur. Le régulateur veille à ce que toute limitation de la capacité de raccordement garantie ou limitation opérationnelle soit introduite sur la base de procédures transparentes et non discriminatoires et ne crée pas de barrières injustifiées à l’entrée sur le marché. Lorsque l’installation de production ou de consommation ou l’installation de stockage d’énergie supporte les coûts liés à la garantie de raccordement illimité, aucune limitation ne s’applique. ​ ​ ​ ​ ​      » 2° Au paragraphe 6 bis , phrase liminaire, les termes ​  « à partir de sources d’énergie renouvelables ou » ​ sont insérés entre les termes ​  « des producteurs décentralisés d’électricité produite » ​ et les termes ​  « par cogénération à haut rendement » ​ . 3° Après le paragraphe 6 bis , il est inséré un paragraphe 6 ter nouveau, libellé comme suit : ​ «     (6 ter ) Les installations ou les unités de production agrégées des autoconsommateurs d’énergies renouvelables et les projets de démonstration d’une capacité électrique inférieure ou égale à 30 kW, ou équivalente pour le raccordement autres que les connexions triphasées, doivent être raccordés au réseau à la suite d’une demande simple au gestionnaire de réseau de distribution. Pour des raisons de sécurité dûment justifiées et reconnues par le régulateur, le gestionnaire de réseau de distribution peut, dans un délai d’un mois suivant la demande, rejeter la demande de connexion au réseau ou proposer un autre point de connexion au réseau pour des raisons de sécurité justifiées ou du fait d’une incompatibilité technique des composants du système ou d’une non-conformité avec les conditions techniques de raccordement visées à l’article 5, paragraphe (2). En cas de décision positive de la part du gestionnaire de réseau de distribution ou en l’absence de décision de sa part dans un délai d’un mois suivant la demande, l’installation ou l’unité de production agrégée peut être connectée. À partir de la présentation par le demandeur de tous les permis et autorisations requis en la matière, le raccordement doit être réalisé par le gestionnaire de réseau de distribution au plus tard dans un délai de trente jours ouvrables sauf dans le cas de conditions exceptionnelles dûment justifiées et reconnues par le régulateur ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 5. L’article 6 de la même loi est modifié comme suit : 1° Le paragraphe 1 er , est modifié comme suit : a) À la première phrase, les termes ​  « gestionnaires de réseau et les fournisseurs » ​ sont remplacés par les termes ​  « entreprises d’électricité » ​ . b) La deuxième phrase est supprimée. 2° Au paragraphe 2, les termes ​  « le régulateur fait office de médiateur entre parties » ​ sont remplacés par les termes ​  « chacune des parties peut saisir le régulateur qui fait office de médiateur entre parties » ​ . 3° Le paragraphe 3 est remplacé comme suit : ​ «     (3) Les clients finals ont accès à des mécanismes extrajudiciaires simples, équitables, transparents, indépendants, efficaces et efficients pour le règlement de litiges ayant trait aux droits et obligations établis au titre de la présente loi, par l’intermédiaire du régulateur qui les met en place et y agit comme médiateur. Ces mécanismes permettent un règlement équitable et rapide des litiges et respectent les principes énoncés dans le Code de la consommation et notamment son livre 4. Ils prévoient, lorsque cela se justifie, des systèmes de remboursement et de compensation. La participation des entreprises d’électricité à des mécanismes de règlement extrajudiciaire des litiges qui concernent des clients résidentiels est obligatoire. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 6. À l’article 8 de la même loi , les paragraphes 1 er et 2 sont remplacés comme suit : ​ «     (1) Un règlement grand-ducal détermine des critères de dimensionnement minimaux des réseaux de distribution en basse et moyenne tension qui sont à respecter par les gestionnaires de réseau de distribution lors de la planification, du développement et du renouvellement du réseau conformément à l’article 9, paragraphes (3) à (5) ainsi que dans le plan de développement du réseau visé par l’article 27 bis , paragraphes (8) et (9). Ces critères définissent les niveaux de capacité de raccordement minimale disponible pour le prélèvement et l’injection d’électricité, le facteur de simultanéité ou la topologie du réseau. Ils peuvent varier en fonction des types de zones prévues dans les plans d’aménagement généraux des communes, de la taille ou de la densité d’une telle zone, du niveau de tension, de l’activité existante ou prévue dans la zone et de l’utilisation finale des raccordements en question, telle que l’habitation, le commerce, l’artisanat, les différentes infrastructures publiques, les points de recharge de véhicules électriques ou toute autre utilisation justifiant une considération particulière. Les critères de dimensionnement minimaux s’appliquent à tout nouveau développement de réseau, ainsi qu’aux extensions et renforcements de réseaux existants. (2) Les gestionnaires de réseau établissent conjointement les prescriptions techniques fixant les exigences techniques minimales de conception, de construction, de fonctionnement ou d’exploitation en matière de réseaux, de circuits d’interconnexions et de lignes directes, de raccordement d’installations de prélèvement ou de production ainsi que d’ouvrages électriques de clients directement connectés. Dans la mesure du nécessaire, les gestionnaires de réseau se concertent à cette fin avec les gestionnaires des réseaux des pays limitrophes. Ces prescriptions techniques doivent assurer l’interopérabilité des réseaux, respecter les critères de dimensionnement visés au paragraphe (1) et être objectives et non discriminatoires. Elles sont soumises à la procédure d’acceptation, intervenant après consultation, conformément à l’article 57. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 7. L’article 8 bis de la même loi est remplacé comme suit : ​ «     Art. 8 bis . (1) Chaque client final a le droit d’agir en tant que client actif tout en conservant ses droits et ses obligations en tant que client final. Chaque client actif qui produit de l’électricité a le droit d’agir en tant qu’autoconsommateur. (2) Le client actif est autorisé à : a) exercer ses activités soit directement, soit par agrégation ; b) vendre sa production d’électricité autoproduite y compris par accord d’achat d’électricité ou via un fournisseur et des arrangements portant sur des échanges de pair à pair d’électricité renouvelable ; c) participer à des programmes de flexibilité et d’efficacité énergétique ; d) déléguer à un tiers la gestion des installations requises pour ses activités, y compris l’installation, le fonctionnement, le traitement des données et la maintenance, pour autant que le tiers demeure soumis aux instructions du client actif. Le tiers n’est, dans ce cas, pas considéré comme un client actif. (3) Le client actif agissant en tant qu’autoconsommateur, lorsqu’il vend sa production d’électricité autoproduite sur le marché de l’électricité ou par accords d’achat d’électricité à des clients finals sans passer via un fournisseur, doit être titulaire d’une autorisation de fourniture telle que visée à l’article 46 et assurer la fonction de responsable d’équilibre ou déléguer sa responsabilité en matière d’équilibre, conformément à l’article 33. Il est financièrement responsable des déséquilibres qu’il provoque. (4) Chaque autoconsommateur qui produit de l’électricité à partir de sources d’énergie renouvelables a le droit d’agir en tant qu’autoconsommateur d’énergies renouvelables. (5) Le fait de pratiquer de l’autoconsommation ne porte pas atteinte au droit d’un autoconsommateur de pouvoir prétendre, le cas échéant, à une rémunération conformément à la loi modifiée du 5 août 1993 concernant l’utilisation rationnelle de l’Énergie pour l’électricité qu’il injecte dans le réseau. (6) L’installation de l’autoconsommateur d’énergies renouvelables peut être la propriété d’un tiers ou être gérée par un tiers en vertu du paragraphe (2), point d). Dans ce cas, le tiers n’est pas considéré comme un autoconsommateur d’énergies renouvelables et l’autoconsommateur d’énergies renouvelables lui-même reste responsable de l’injection de l’électricité renouvelable dans le réseau et garde tous ses droits et obligations en tant qu’utilisateur du réseau. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 8. L’article 8 ter de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 1 er , les termes ​  « visées à l’article 8 bis , paragraphe (3) » ​ sont remplacés par les termes ​  « d’un autoconsommateur d’énergies renouvelables » ​ et les termes ​  « leur site » ​ sont remplacés par les termes ​  « le site de l’immeuble qu’ils occupent » ​ . 2° Au paragraphe 2, première phrase, les termes ​  « statique et » ​ sont supprimés. 3° Au paragraphe 3, alinéa 1 er , la lettre b) est remplacée comme suit : ​ «     b) pour chaque utilisateur du réseau, une indication de ses activités de consommation, de production ou de stockage, ainsi que les caractéristiques techniques des installations concernées ; ​ ​ ​ ​ ​      » 4° Après le paragraphe 3, sont insérés deux paragraphes 4 et 5 nouveaux, libellés comme suit : ​ «     (4) Le partage d’électricité renouvelable entre plusieurs points de fourniture d’un même utilisateur du réseau raccordés au réseau basse tension d’un seul gestionnaire de réseau de distribution est assimilé à l’autoconsommation collective. De ce fait, un tel utilisateur du réseau peut conclure une convention avec le gestionnaire de réseau de distribution concerné conformément au paragraphe (3). (5) Le partage d’électricité renouvelable entre trois utilisateurs du réseau au maximum raccordés au réseau basse tension d’un seul gestionnaire de réseau de distribution lorsque la distance qui sépare les deux points d’injection ou de prélèvement les plus éloignés n’excède pas 100 mètres, est assimilé à l’autoconsommation collective. De ce fait, de tels utilisateurs du réseau peuvent conclure une convention avec le gestionnaire de réseau de distribution concerné conformément au paragraphe (3). ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 9. L’article 8 quater de la même loi est remplacé comme suit : ​ «     Art. 8 quater . (1) Une communauté énergétique est autorisée à : a) produire, consommer, stocker et vendre l’électricité, y compris à partir de sources renouvelables, produite par les unités de production dont elle ou ses membres ou actionnaires sont propriétaires ou preneurs d’un contrat de crédit-bail, y compris par des accords d’achat d’électricité ; b) organiser le partage, au sein de la communauté énergétique, de l’énergie électrique produite par les unités de production dont ladite communauté énergétique ou ses membres ou actionnaires ont la propriété ou qui sont mises à disposition de la communauté énergétique, ou de ses membres ou actionnaires au moyen d’un contrat de crédit-bail sans préjudice des frais d’accès au réseau, des frais d’utilisation du réseau et d’autres redevances, prélèvements et taxes applicables à chaque membre de la communauté énergétique ; c) accéder de manière non discriminatoire à tous les marchés de l’énergie pertinents directement ou par agrégation ; d) fournir des services liés à l’efficacité énergétique, des services de charge pour les véhicules électriques ou d’autres services énergétiques à ses membres ou actionnaires. (2) La participation d’un utilisateur du réseau en tant que membre ou actionnaire d’une communauté énergétique est volontaire et ne porte pas atteinte à ses droits et obligations en tant que client final. Les communautés énergétiques bénéficient d’un traitement non discriminatoire et proportionné en ce qui concerne leurs activités, droits et obligations en tant que clients finals, producteurs, fournisseurs ou agrégateurs. (3) Le partage d’énergie électrique au sein d’une communauté énergétique n’empêche pas le gestionnaire de réseau de distribution d’apporter des changements à la topologie de son réseau de distribution même lorsqu’un tel changement a un impact sur le traitement des membres de la communauté en vertu de l’article 20, paragraphe (5 ter ). (4) Les statuts d’une communauté énergétique déterminent les modalités de fonctionnement de celle-ci et les modalités d’entrée et de sortie de ses membres doivent être clairement définies. Les membres ou actionnaires d’une communauté énergétique ont le droit de quitter la communauté avec un préavis qui ne peut pas dépasser un an. (5) À moins qu’une communauté énergétique qui organise le partage d’énergie électrique entre ses membres ou actionnaires effectue elle-même l’allocation des quantités d’énergie électrique à ses membres, cette allocation est effectuée par le gestionnaire de réseau de distribution suivant un modèle de répartition simple pour le partage de l’énergie électrique produite. Ce modèle de répartition ainsi que les modalités pratiques y relatives sont élaborés par le régulateur en étroite concertation avec les gestionnaires de réseau de distribution et arrêtés par lui sous forme de règlement après consultation organisée conformément à l’article 59. Ce même règlement encadre la possibilité pour la communauté énergétique de définir librement son propre modèle de répartition et détermine pour ce cas les échanges de données nécessaires entre la communauté et le gestionnaire de réseau de distribution. Lorsqu’elle effectue elle-même l’allocation des quantités d’énergie électrique à ses membres, la communauté énergétique respecte les modalités visées ci-avant. (6) La communauté énergétique est autorisée à déléguer l’allocation des quantités d’énergie électrique à ses membres visée au paragraphe (5) à un prestataire de service. Le prestataire de service doit être en mesure de suivre les modalités et les conditions techniques et organisationnelles relatives à l’organisation du partage de l’énergie produite visées au paragraphe (5). Ce prestataire de service ne doit pas être un membre de la communauté énergétique. (7) La communauté énergétique, ses membres ou ses actionnaires, lorsqu’ils sont des utilisateurs du réseau qui prélèvent de l’électricité du réseau, concluent individuellement un contrat de fourniture avec le fournisseur de leur choix nonobstant un éventuel partage d’énergie électrique au sein de la communauté. La communauté énergétique, ses membres ou ses actionnaires, lorsqu’ils sont des utilisateurs du réseau qui injectent de l’électricité dans le réseau, sont autorisés à vendre cette électricité via des fournisseurs individuels ou via un fournisseur commun, nonobstant un éventuel partage d’énergie électrique au sein de la communauté énergétique. L’électricité qui ne fait pas l’objet de partage d’énergie électrique et qui est injectée dans le réseau est, le cas échéant, rémunérée conformément à la loi modifiée du 5 août 1993 concernant l’utilisation rationnelle de l’Énergie. Ils peuvent également vendre leur production d’électricité qui ne fait pas l’objet de partage d’énergie électrique et qui est injectée dans le réseau par des accords d’achat d’électricité, sous réserve qu’ils soient financièrement responsables des déséquilibres qu’ils provoquent sur le système électrique. En ce sens, ils assurent la fonction de responsable d’équilibre, ou délèguent leur responsabilité en matière d’équilibre, conformément à l’article 33. La communauté énergétique, ses membres ou ses actionnaires en tant que clients actifs, lorsqu’ils vendent leur production d’électricité sur le marché de l’électricité ou par accord d’achat d’électricité à des clients finals sans passer via un fournisseur, doivent être titulaires d’une autorisation de fourniture telle que visée à l’article 46. (8) Le gestionnaire de réseau de distribution concerné ou, en cas de fourniture intégrée, le ou les fournisseurs respectifs, facturent les frais d’utilisation du réseau et des services accessoires visés à l’article 20, la contribution due pour le mécanisme de compensation visée à l’article 7 ainsi que la taxe « électricité » visée à l’article 66 en prenant en compte le même modèle de répartition visé au paragraphe (5). (9) Une communauté énergétique qui entend organiser le partage d’énergie électrique conclut préalablement une convention avec le ou les gestionnaires de réseau de distribution concernés basée sur un contrat-type qui est à élaborer conjointement par les gestionnaires de réseau de distribution et à soumettre à la procédure d’acceptation, intervenant après consultation, prévue à l’article 57. La convention doit préciser au moins : a) l’identité et l’adresse des membres ou actionnaires de la communauté énergétique et qui participent au partage d’énergie électrique en tant qu’utilisateurs du réseau ; b) pour chacun de ces utilisateurs du réseau, une indication de leurs activités de consommation, de production ou de stockage, ainsi que les caractéristiques techniques des installations concernées ; c) la clé de répartition appliquée pour le partage de l’énergie produite. La convention est à adapter à chaque fois qu’un membre ou actionnaire de la communauté énergétique participant au partage d’énergie électrique, les installations concernées ou la clé de répartition changent. (10) Le partage d’énergie électrique visé au paragraphe (5) se fait pour chaque quart d’heure et résulte dans un bilan énergétique après partage. Ce bilan détermine pour chaque quart d’heure les quantités d’énergie allouées à chaque participant au partage de l’énergie électrique. Les quantités d’énergie électrique prélevées du réseau ainsi que les quantités d’énergie électrique totales consommées et produites individuellement par les membres de la communauté énergétique sont communiquées au moins tous les mois, selon le cas, à la communauté énergétique ou au gestionnaire de réseau de distribution concerné, ainsi qu’aux fournisseurs respectifs des membres ou actionnaires de la communauté. La forme et le contenu du bilan énergétique, ainsi que l’intervalle auquel il est communiqué sont précisés par le règlement visé au paragraphe (5). Ce bilan énergétique est à établir par le gestionnaire de réseau concerné. Dans les cas où les membres ou actionnaires de la communauté énergétique sont raccordés à des réseaux gérés par plusieurs gestionnaires de réseau, la communauté énergétique peut établir elle-même le bilan énergétique ou bien déléguer l’allocation des quantités d’énergie électrique visée au paragraphe (5) à un tiers ou à un des gestionnaires de réseau concernés sous réserve de l’accord de tous les gestionnaires de réseau impliqués. Dans le cas où une communauté énergétique entend définir un autre modèle de répartition que le modèle simple prévu au paragraphe (5), le bilan est établi par la communauté énergétique ou par un tiers désigné par elle. (11) La constitution et la dissolution d’une communauté énergétique sont à notifier au régulateur moyennant un formulaire de notification qu’il met à disposition à cette fin. Une activité de partage d’énergie électrique qu’une communauté énergétique compte organiser entre ses membres ou actionnaires et la cessation définitive d’une telle activité de partage ainsi que tout changement de la composition des membres ou actionnaires qui participent au partage au sein de la communauté sont à déclarer au régulateur ainsi qu’au gestionnaire de réseau et aux fournisseurs concernés au plus tard à l’évènement. (12) Une communauté d’énergie renouvelable constituée en vertu de l’ancien article 8 quater tel qu’introduit par la loi du 3 février 2021 modifiant la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité est réputée être une communauté énergétique dont les installations de production sont toutes basées sur des énergies renouvelables. Leur existence n’est pas remise en cause avec les dispositions du présent article. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 10. L’article 8 quinquies de la même loi est remplacé comme suit : ​ «     Art. 8 quinquies . Chaque utilisateur du réseau est autorisé à exploiter une installation de stockage d’énergie dans les limites de puissance et de capacité et selon les conditions d’exploitation à arrêter par le régulateur après consultation organisée conformément à l’article 59. Ces conditions n’empêchent pas qu’un utilisateur du réseau puisse fournir plusieurs services simultanément, si cela est techniquement réalisable et sous réserve de toutes les autorisations éventuellement requises. L’utilisateur du réseau qui exploite une installation de stockage d’énergie n’est soumis à aucune redevance en double, y compris les redevances d’accès au réseau, pour l’électricité stockée qui reste dans ses locaux ou lorsqu’il fournit des services de flexibilité aux gestionnaires du réseau. Un client actif propriétaire d’une installation de stockage d’énergie est raccordé au réseau par le gestionnaire de réseau concerné dans un délai raisonnable, ne pouvant dépasser quatre-vingt-dix jours, après sa demande, pour autant que toutes les conditions requises telles que la responsabilité en matière d’équilibrage et de compteurs adéquats soient remplies. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 11. Au chapitre II de la même loi , il est inséré une section IX nouvelle comprenant un article 8 sexies nouveau, libellés comme suit : ​ «     Section IX. -  Participation active de la demande et agrégation Art. 8 sexies . (1) Tous les clients finals, y compris ceux qui offrent la participation active de la demande par l’agrégation, peuvent participer d’une manière non discriminatoire, aux côtés des producteurs d’électricité, à tous les marchés de l’électricité. En particulier, ils sont autorisés à conclure un contrat d’agrégation sans le consentement des autres entreprises d’électricité avec lesquelles ils ont un contrat. Les clients finals qui ont un contrat avec des agrégateurs indépendants ne peuvent être exposés à des paiements abusifs, sanctions ou autres restrictions contractuelles abusives de la part de leurs fournisseurs. Chaque agrégateur a le droit d’entrer sur les marchés de l’électricité sans le consentement d’autres acteurs du marché. Les agrégateurs sont financièrement responsables des déséquilibres qu’ils provoquent dans le système électrique. En ce sens, ils assurent la fonction de responsable d’équilibre ou délèguent leur responsabilité en matière d’équilibrage conformément à l’article 33. (2) Les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires de réseau de distribution traitent les agrégateurs de la participation active de la demande lors de l’achat de services de flexibilité technique de façon non discriminatoire aux côtés des producteurs, sur la base de leurs capacités techniques. (3) Le régulateur élabore des modalités en matière de participation active de la demande par l’agrégation en étroite concertation avec les gestionnaires de réseau et les acteurs du marché intéressés. Ces modalités sont arrêtées par lui sous forme de règlement après consultation organisée conformément à l’article 59 et contiennent au moins les éléments suivants : a) des règles non discriminatoires et transparentes qui attribuent clairement à toutes les entreprises d’électricité et tous les clients leurs rôles et responsabilités ; b) des règles et procédures non discriminatoires et transparentes pour l’échange de données entre les agrégateurs et d’autres entreprises d’électricité, qui assurent un accès aisé aux données sur une base équitable et non discriminatoire tout en protégeant pleinement les informations commercialement sensibles et les données à caractère personnel des clients ; c) un mécanisme de résolution des conflits entre les agrégateurs et les autres acteurs du marché, y compris la responsabilité en matière de déséquilibres ; d) des modalités d’allocation aux responsables d’équilibre et aux autres parties concernées des quantités d’énergie électrique résultant des mesures de participation active de la demande et, lorsqu’elle se justifie, une méthode de compensation financière. Le ministre peut demander au régulateur de reconsidérer sa décision conformément à la procédure prévue à l’article 54, paragraphe (8). (4) Lorsque les modalités prévues au paragraphe (3) prévoient que les entreprises d’électricité ou les clients actifs qui offrent la participation active de la demande versent une compensation financière aux autres acteurs du marché ou aux responsables d’équilibre des acteurs du marché, si ces acteurs du marché ou ces responsables d’équilibre sont directement affectés par l’activation de la participation active de la demande, cette compensation financière est à déterminer de façon à ne pas créer de barrière à l’entrée sur le marché pour les agrégateurs ni d’entrave à la flexibilité et elle est limitée au montant correspondant aux coûts qui en résultent et qui sont supportés par les fournisseurs des clients participants ou les responsables d’équilibre du fournisseur durant la période de temps d’activation de la participation active de la demande. La méthode de calcul de la compensation financière prend en compte des bénéfices apportés par les agrégateurs indépendants vis-à -vis des autres acteurs du marché. Les agrégateurs ou les clients participants, après une période d’évaluation se terminant au plus tôt le 1 er janvier 2026, peuvent se voir imposer de contribuer à une telle compensation, mais uniquement dans les cas et dans la mesure où les bénéfices pour tous les fournisseurs, les clients et leurs responsables d’équilibre ne dépassent pas les coûts directs qu’ils ont supportés. (5) Les gestionnaires de réseau concernés élaborent conjointement, en concertation avec le régulateur et agissant en étroite coopération avec les acteurs du marché, les exigences techniques pour la contribution de la participation active de la demande sur l’ensemble des marchés de l’électricité sur la base des caractéristiques techniques de ces marchés et des capacités de la participation active de la demande. Ces exigences couvrent la participation des charges agrégées et sont à soumettre à la procédure d’acceptation, intervenant après consultation, conformément à l’article 57. (6) Les agrégateurs mettent à disposition de leurs clients des factures et des informations relatives à la facturation et aux services prestés qui sont précises, claires, concises et faciles à comprendre. À la demande du client, les factures et les informations relatives à la facturation lui sont adressées par voie électronique et une explication claire et compréhensible sur la manière dont la facture a été établie lui est fournie. Le régulateur précise la forme, le contenu et les modalités de facturation par les agrégateurs concernant les services qu’ils fournissent ainsi que les redevances et taxes qui s’appliquent. Ces précisions sont arrêtées par lui sous forme de règlement après consultation organisée conformément à l’article 59. (7) Au moins vingt jours avant de commencer leur activité, les agrégateurs indépendants notifient au régulateur leur intention de proposer des services d’agrégation. La notification identifie sans équivoque l’entreprise et contient une description ainsi que la date du lancement prévues des activités. Ces informations sont consignées par le régulateur dans un registre accessible au public sous forme électronique. (8) Chaque agrégateur établit et transmet au régulateur, selon les détails et aux échéances fixées par ce dernier, un rapport annuel concernant ses activités au Grand-Duché de Luxembourg. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 12. Au chapitre II de la même loi , il est inséré une section X nouvelle comprenant un article 8 septies nouveau, libellés comme suit : ​ «     Section X. Projets à caractère expérimental Art. 8 septies . (1) Sur demande motivée d’un porteur de projet, le régulateur confère le statut de projet à caractère expérimental à un projet qui réunit les conditions suivantes : a) Le projet vise à concrétiser ou faciliter la transition énergétique, à augmenter l’efficacité énergétique, à développer la digitalisation des réseaux électriques, à augmenter la résilience du système électrique, à contribuer à la réduction d’émissions de gaz à effets de serre ou à soutenir la mise en œuvre des objectifs fixés dans le plan national intégré en matière d’énergie et de climat soumis conformément au règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat, modifiant les règlements (CE) n° 663/2009 et (CE) n° 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE , 98/70/CE , 2009/31/CE , 2009/73/CE , 2010/31/UE , 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) n° 525/2013 du Parlement européen et du Conseil ; b) Le projet poursuit des objectifs clairement définis et est fondé sur une approche et un suivi scientifiques ; c) Le projet implique des acteurs ayant les capacités techniques, professionnelles et organisationnelles requises pour mettre en œuvre les objectifs du projet. (2) Le porteur de projet peut, au moment de sa demande visée au paragraphe (1) ou à tout moment ultérieur, demander au régulateur l’octroi de dérogations temporaires à des dispositions contenues dans les règlements et décisions pris par ce dernier en vertu de la présente loi. Le régulateur accorde les dérogations dans le cadre d’un projet à caractère expérimental déterminé, à condition que les conditions suivantes soient remplies : a) La nécessité des dérogations demandées est justifiée par rapport aux objectifs du projet ; b) La durée de la dérogation est justifiée par rapport aux objectifs du projet ; c) Le champ d’application de la dérogation est limité au moins par l’un des trois critères suivants : i) la dérogation n’impacte pas plus de mille utilisateurs du réseau ; ii) la dérogation s’applique à une surface n’excédant pas dix kilomètres carrés ; iii) la dérogation se rapporte à une consommation finale d’électricité n’excédant pas soixante gigawattheures par an. d) La dérogation ne contrevient pas au bon accomplissement des missions des gestionnaires de réseau et ne porte pas atteinte à la sécurité et à la sûreté des réseaux ou à la qualité de leur fonctionnement. Le porteur de projet peut, au moment de sa demande visée au paragraphe (1) ou à tout moment ultérieur, demander au régulateur d’accorder l’approvisionnement de clients résidentiels participant à leur projet à caractère expérimental avec un produit d’électricité autre qu’un produit standard d’électricité. Le régulateur en approuve les conditions qui sont communiquées de manière transparente aux utilisateurs du réseau concernés. Les dérogations visées aux alinéas 1 er et 2 sont accordées pour une durée maximale de trois ans. Sur demande motivée du porteur de projet, elles peuvent être prorogées pour une nouvelle période de trois ans au maximum. (3) Le régulateur informe sans délai le ministre de la réception d’une demande visée au paragraphe (1) ou au paragraphe (2) et lui en fait parvenir une copie. (4) Le régulateur prend sa décision dans les deux mois après réception de la demande visée au paragraphe (1) ou (2) ou après réception des informations complémentaires éventuellement demandées par lui. Au besoin, il y adapte les éléments de la demande visés au paragraphe (2), alinéa 1 er , points c) et d), dans le respect des limites y fixées, aux circonstances du projet. Le régulateur détermine dans sa décision les données à partager le cas échéant avec des acteurs de la recherche et à publier selon les principes des données publiques ouvertes. Toute décision de refus ainsi que toute décision contenant des adaptations du champ d’application du projet sont motivées. Le régulateur publie sa décision au Journal officiel du Grand-Duché de Luxembourg ainsi que sur son site internet, sans préjudice de la protection de données confidentielles, qui seront le cas échéant effacées, et notifie ladite décision au demandeur. La décision prévue à l’alinéa 1 er produit ses effets quarante jours après sa publication. (5) Le porteur du projet notifie une copie de la décision du régulateur aux utilisateurs du réseau impactés par le projet à caractère expérimental et les informe de manière claire et compréhensible des dérogations accordées ainsi que de leurs implications sur la situation de ces-derniers au moins trente jours avant la mise en application des dérogations. L’utilisateur du réseau impacté a le droit de s’exclure du champ d’application des dérogations à tout moment en adressant une notification d’exclusion expresse au porteur du projet ainsi qu’au régulateur. Ces modalités relatives au droit d’exclusion sont précisées dans la décision du régulateur ainsi que dans le courrier d’information visé à l’alinéa 1 er . Le porteur du projet informe le régulateur de toute notification d’exclusion lui adressée. Si l’utilisateur de réseau a été valablement informé des dérogations et n’a pas procédé à une notification d’exclusion endéans le délai de trente jours prévue à l’alinéa 1 er , il ne peut prétendre à aucun dédommagement sur base de l’application des dérogations accordées. (6) Le porteur de projet rapporte, selon des modalités définies par le régulateur dans sa décision visée au paragraphe (4), le progrès et les résultats du projet. Ces modalités incluent au moins un rapport intermédiaire et un rapport final. Ces rapports sont publiés sur les sites internet du porteur de projet et du régulateur, sans préjudice de la protection de données confidentielles qui seront le cas échéant effacées. (7) Dans son rapport annuel visé à l’article 54, paragraphe (3), le régulateur inclut un chapitre traitant des projets à caractère expérimental dans lequel il formule des recommandations pour de possibles adaptations réglementaires et légales découlant des résultats des projets à caractère expérimental. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 13. L’article 9 de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 2 sont apportées les modifications suivantes : a) À la lettre c), les termes ​  « les services auxiliaires » ​ sont remplacés par les termes ​  « les services de flexibilité technique » ​ et les termes ​  « en réponse à la demande » ​ sont remplacés par les termes ​  « par la participation active de la demande et par les installations de stockage d’énergie » ​ . b) Après la lettre e), sont insérées les lettres f) et g) nouvelles, libellées comme suit : ​ «     f) acquérir des services de flexibilité technique afin de garantir la sécurité d’exploitation ; g) assurer la protection des données, la cybersécurité et la gestion des données, y compris le développement de systèmes de gestion des données, sans préjudice de la compétence d’autres autorités. ​ ​ ​ ​ ​      » 3° Au paragraphe 4, les termes ​  « d’efficacité énergétique/gestion de la demande et/ou » ​ sont remplacés par les termes ​  « d’efficacité énergétique ou de participation active de la demande ou » ​ . 4° Au paragraphe 6 sont apportées les modifications suivantes : a) À la première phrase, les termes ​  « et exceptionnelles » ​ sont insérés entre les termes ​  « les circonstances prévisibles » ​ et les termes ​  « dans lesquelles la sécurité d’exploitation » ​ ; b) La dernière phrase et les lettres a) à c) de l’alinéa 1 er ainsi que l’alinéa 2 sont supprimés. ​

Art. 14. L’article 11 de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 2, les termes ​  « et de stockage d’énergie » ​ sont insérés entre les termes ​  « les capacités de production » ​ et les termes ​  « existantes et en projet » ​ . 2° Au paragraphe 3, lettre d), troisième tiret, les termes ​  « mesures de gestion de la demande » ​ sont remplacés par les termes ​  « solutions de participation active de la demande » ​ . 3° Au paragraphe 4, les trois dernières phrases sont remplacées par la phrase suivante : ​ «     À cette fin, les gestionnaires de réseau établissent un plan décennal de développement de leur réseau conformément aux dispositions prévues à l’article 27 bis . ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 15. À l’article 13 de la même loi , le paragraphe 1 er est remplacé comme suit : ​ «     (1) En cas de crise soudaine sur le marché de l’électricité et en cas de menace réelle et imminente pour la sécurité d’approvisionnement du territoire du Grand-Duché de Luxembourg, la sécurité physique ou la sûreté des personnes, des appareils ou installations, des ouvrages électriques ou pour l’intégrité des réseaux, des mesures de réduction de consommation, de réduction d’exportation aux points d’interconnexion et de déconnexion technique d’une partie du réseau d’électricité peuvent être prises par règlement grand-ducal après avoir demandé les avis du Commissaire du Gouvernement à l’Énergie et du régulateur. Ces mesures doivent provoquer le moins de perturbations possible pour le fonctionnement du marché intérieur. Elles doivent être adéquates et ne doivent pas excéder la portée et la durée strictement indispensables pour remédier aux difficultés soudaines qui se sont manifestées. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 16. L’article 15 de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 2, la lettre i) est remplacée comme suit : ​ «     i) contribution de la capacité de production à la réalisation de l’objectif général de l’Union européenne consistant à atteindre une part d’au moins 32% d’énergie produite à partir de sources d’énergie renouvelables dans la consommation finale brute d’énergie de l’Union européenne en 2030, visé à l’article 3, paragraphe 1 er , de la directive (UE) 2018/2001 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 relative à la promotion de l’utilisation de l’énergie produite à partir de sources renouvelables ; ​ ​ ​ ​ ​      » 2° Au paragraphe 2, après la lettre i), il est inséré une lettre j) nouvelle, libellée comme suit : ​ «     j) alternatives à la construction de nouvelles capacités de production, telles que des solutions de participation active de la demande et de stockage d’énergie. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 17. L’article 16 de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 1 er , les termes ​  « gestion de la demande » ​ sont remplacés à deux reprises par les termes ​  « participation active de la demande » ​ . 2° Au paragraphe 2, les termes ​  « gestion de la demande » ​ sont remplacés à deux reprises par les termes ​  « participation active de la demande » ​ . ​

Art. 18. L’article 17 de la même est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 1 er , les termes ​  « , dont la puissance électrique nominale installée est supérieure ou égale à 800 watt, » ​ sont insérés entre les termes ​  « de la chaleur et de l’électricité combinées » ​ et les termes ​  « sont à déclarer » ​ . 2° Au paragraphe 5, après la première phrase, il est inséré une phrase nouvelle, libellée comme suit : ​  « Aussi longtemps que le producteur ne respecte pas cette obligation, l’énergie électrique produite par ces points de fourniture est temporairement affectée au périmètre d’équilibre du gestionnaire de réseau concerné. » ​ ​

Art. 19. L’article 19 de la même loi est modifié comme suit : 1° Le paragraphe 1 er est complété par les termes ​  « et d’avoir plus d’un contrat de fourniture d’électricité à la fois, pourvu que la connexion requise et les points de comptage soient établis » ​ . 2° Au paragraphe 2 bis , les termes ​  « et de celle issue de la cogénération à haut rendement » ​ et les termes ​  « et pour celle issue de la cogénération à haut rendement » ​ sont supprimés. 3° Le paragraphe 4 est remplacé comme suit : ​ «     (4) Si un client souhaite changer de fournisseur ou d’agrégateur, dans le respect des termes et conditions des contrats, ce changement doit être effectué par le ou les gestionnaires de réseaux concernés ensemble avec les fournisseurs ou agrégateurs concernés dans les délais les plus courts possibles, compte tenu des contraintes techniques, mais sans dépasser un délai de trois semaines de la réception par le gestionnaire de réseau, le cas échéant par l’intermédiaire d’un fournisseur ou agrégateur, de la demande du client. Au plus tard au 1 er janvier 2026, la procédure technique de changement de fournisseur ou d’agrégateur à mettre en œuvre par les gestionnaires de réseau est effectuée en vingt-quatre heures au plus dès la demande parvenue au gestionnaire de réseau concerné. Cette procédure peut être réalisée n’importe quel jour ouvrable. Le changement de fournisseur n’entraîne pas de frais additionnels pour les clients résidentiels et les petites entreprises à moins que ces clients résilient de leur plein gré des contrats de fourniture d’électricité à durée déterminée et à prix fixe avant leur échéance, pour autant que ces frais relèvent d’un contrat que le client a conclu de son plein gré et qu’ils soient clairement communiqués au client avant la conclusion du contrat. Ces frais sont proportionnés et ne dépassent pas la perte économique directe subie par le fournisseur ou l’agrégateur du fait de la résiliation du contrat par le client, y compris les coûts de tout investissement groupé ou des services qui ont déjà été fournis au client dans le cadre du contrat. La charge de la preuve de la perte économique directe incombe au fournisseur ou à l’agrégateur. ​ ​ ​ ​ ​      » 4° Après le paragraphe 4, sont insérés les paragraphes 5 à 8 nouveaux, libellés comme suit : ​ «     (5) Tous les clients sont libres d’acheter et de vendre des services d’électricité, y compris l’agrégation, autres que la fourniture, indépendamment de leur contrat de fourniture d’électricité et auprès de l’entreprise d’électricité de leur choix. (6) Lorsqu’un client final souhaite conclure un contrat d’agrégation, il a le droit de le faire sans le consentement des entreprises d’électricité ayant un contrat avec lui. Les agrégateurs informent pleinement les clients des conditions des contrats qu’ils leur proposent. (7) Les clients finals ont le droit de recevoir gratuitement par l’agrégateur toutes les données pertinentes sur la participation active de la demande, au moins une fois par période de facturation si le client en fait la demande. (8) Les droits visés aux paragraphes (6) et (7) sont accordés aux clients finals, sans discrimination en matière de coût, d’efforts et de temps et les clients finals ne sont pas soumis à des exigences techniques et administratives, des procédures ou des redevances discriminatoires de la part de leur fournisseur selon qu’ils ont ou non un contrat avec un agrégateur. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 20. L’article 20 de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 1 er , sont apportées les modifications suivantes : a) L’alinéa 1 er est remplacé comme suit : ​ «     Le régulateur arrête selon des critères transparents les méthodes de calcul des tarifs d’utilisation des réseaux de transport, de distribution et industriels ainsi que des services accessoires. Ces méthodes décrivent la détermination des coûts à transposer en tarifs ainsi que la structure des tarifs. Les méthodes traitent les amortissements calculés sur la base des investissements réalisés, la durée d’utilisation usuelle des installations, des frais d’exploitation et la rémunération appropriée des capitaux. ​ ​ ​ ​ ​      » b) À l’alinéa 2, la deuxième phrase est remplacée comme suit : ​ «     Le régulateur veille à ce que les tarifs permettent d’améliorer la participation du consommateur à l’efficacité du système, y compris à la participation active de la demande, à la production distribuée, à l’autoconsommation, au partage d’énergie électrique et aux effacements de consommations. ​ ​ ​ ​ ​      » c) À l’alinéa 2, troisième phrase, les termes ​  « gestion de la demande » ​ sont remplacés par les termes ​  « participation active de la demande » ​ . 2° Après le paragraphe 3, il est rétabli un paragraphe 4 nouveau, libellé comme suit : ​ «     (4) Le régulateur met à la disposition du public la méthode détaillée et les coûts sous-jacents retenus pour le calcul des tarifs de réseau, tout en préservant la confidentialité des informations commercialement sensibles. ​ ​ ​ ​ ​      » 3° Le paragraphe 5 est remplacé comme suit : ​ «     (5) Les méthodes fixées au paragraphe (1) prévoient des mesures incitatives appropriées, tant à court terme qu’à long terme, pour encourager les gestionnaires de réseau à une amélioration de l’efficience économique et énergétique ainsi qu’une optimisation de la qualité de l’électricité visée à l’article 10 et de la qualité du service visée à l’article 27, paragraphe (12) et assurent une rémunération suffisante pour l’acquisition des services de flexibilité technique visés à l’article 27, paragraphe (7), afin de permettre aux gestionnaires de réseau de recouvrer au moins les coûts correspondants raisonnables, y compris les dépenses nécessaires liées aux technologies de l’information et de la communication et les coûts d’infrastructure. ​ ​ ​ ​ ​      » 4° Le paragraphe 5 bis est remplacé comme suit : ​ «     (5 bis ) Les méthodes fixées au paragraphe (1) n’empêchent pas les gestionnaires de réseau d’acquérir ou les acteurs du marché de fournir des services visés à l’article 8 sexies dans le cadre des mesures d’effacement de consommation, de la participation active de la demande et de la production distribuée sur les marchés de l’électricité. ​ ​ ​ ​ ​      » 5° Le paragraphe 5 ter est remplacé comme suit : ​ «     (5 ter ) Les méthodes fixées au paragraphe (1) assurent que les tarifs d’utilisation du réseau en ce qui concerne l’électricité injectée dans le réseau et prélevée du réseau par des clients actifs ou par des autoconsommateurs agissant individuellement ou de manière collective ou par des communautés énergétiques ne sont pas discriminatoires, sont établis de manière transparente et reflètent les coûts réels. L’électricité renouvelable qu’un autoconsommateur d’énergie renouvelable a lui-même produite et qui reste dans ses locaux, y compris après une période de stockage, ne peut pas être sujette à des tarifs d’utilisation du réseau, sans préjudice de la possibilité pour le régulateur de prévoir dans la méthode visée au paragraphe (1) des tarifs pour rémunérer la puissance mise à disposition de l’autoconsommateur par le réseau. Cette disposition s’applique également à l’électricité renouvelable produite et partagée au sein d’une communauté énergétique entre des points de fourniture qui sont tous raccordés au réseau basse tension d’un seul gestionnaire de réseau de distribution et dont la distance séparant les deux points d’injection ou de prélèvement les plus éloignés n’excède pas 300 mètres. Elle s’applique de même à l’électricité renouvelable produite et autoconsommée par un utilisateur du réseau visé à l’article 8 ter , paragraphe (4) dans la mesure où la distance qui sépare les points de fourniture concernés n’excède pas 100 mètres ou encore par des autoconsommateurs d’énergies renouvelables agissant de manière collective, y inclus le cas de figure visé à l’article 8 ter , paragraphe (5). Elle s’applique encore à la fourniture d’électricité renouvelable à un ou plusieurs utilisateurs du réseau d’un même immeuble se trouvant derrière un même point de raccordement par un utilisateur du réseau du même immeuble se trouvant derrière ce même point de raccordement qui l’a lui-même produite sur ce même immeuble. Les communautés d’énergie renouvelable constituées en vertu de l’ancien article 8 quater tel qu’introduit par la loi du 3 février 2021 modifiant la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité, sont réputées être des communautés énergétiques auxquelles s’appliquent la disposition relative aux tarifs d’utilisation du réseau visée à l’alinéa 2 même si la prescription d’un éloignement maximal de 300 mètres n’est pas respectée. Dans tous les autres cas, les activités de partage se font sans préjudice des redevances d’accès au réseau, tarifs et prélèvements applicables, conformément à une analyse coûts-avantages transparente des ressources énergétiques distribuées élaborée par le régulateur. ​ ​ ​ ​ ​      » 6° Le paragraphe 6 est modifié comme suit : a) L’alinéa 1 er est remplacé par trois alinéas, libellés comme suit : ​ «     Chaque gestionnaire de réseau définit dans sa zone de réglage pour chaque niveau de tension une proposition concernant les conditions générales d’utilisation du réseau réglant les relations avec ses clients finals qu’il soumet à la procédure d’acceptation, intervenant après consultation, conformément à l’article 57. Lorsque plusieurs gestionnaires de réseau sont situés dans une même zone de réglage, une proposition commune de conditions générales d’utilisation du réseau réglant les relations avec les clients finals, est élaborée en coordination étroite, par les gestionnaires de réseau concernés qu’ils soumettent conjointement à la procédure d’acceptation, intervenant après consultation, conformément à l’article 57. Après acceptation et publication par le régulateur de ces conditions générales au Journal officiel du Grand-Duché de Luxembourg, celles-ci sont réputées avoir été portées à la connaissance de tous les concernés et leur sont opposables. ​ ​ ​ ​ ​      » b) L’alinéa 2, qui devient le nouvel alinéa 4, est complété par la phrase suivante : ​ « Toute utilisation du réseau s’entend comme acceptation par l’utilisateur du réseau des conditions générales d’utilisation du réseau. » ; ​ ​ ​ ​ ​ c) À l’alinéa 3, lettre b), les termes ​  « la responsabilité d’équilibre et » ​ sont insérés entre les termes ​  « principes concernant » ​ et les termes ​  « le rattachement » ​ ; d) À l’alinéa 3, la lettre e) est complétée par les termes ​  « , y compris des données à caractère personnel » ​ ; e) À l’alinéa 3, lettre f), les termes ​  « de facturation et » ​ sont insérés entre le terme ​  « modalités » ​ et les termes ​  « de paiement » ​ ; f) L’alinéa 3 est complété par les deux lettres k) et l) nouvelles, libellées comme suit : ​ «     k) description des services fournis, y compris l’acheminement de l’énergie électrique à destination ou au départ du point de fourniture de l’utilisateur du réseau ; l) droits et obligations des parties. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 21. Après l’article 20 de la même loi , il est inséré un article 20 bis nouveau, libellé comme suit : ​ « Art. 20 bis . (1) Le régulateur arrête, après consultation organisée conformément à l’article 59, les principes de séparation comptable et de détermination des coûts pour les activités accessoires suivantes : a) toute activité accessoire en relation avec l’activité principale dont l’exercice est imposé aux gestionnaires de réseau par une disposition légale ou réglementaire ; b) toute activité accessoire exercée par un gestionnaire de réseau en raison de la nécessité pour le gestionnaire de réseau de l’exercer pour s’acquitter de ses obligations au titre de la présente loi ou du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité ; c) toute activité accessoire consistant dans le fait d’être propriétaire de réseaux autres que les réseaux d’électricité, de les développer, de les gérer ou de les exploiter ; d) l’activité accessoire consistant dans le fait d’être propriétaire d’installations de stockage d’énergie de les développer, de les gérer ou de les exploiter conformément à l’article 28 ter ; e) l’activité accessoire consistant dans le fait d’être propriétaire d’une infrastructure de charge publique dans les cas prévus et conformément à l’article 27, paragraphe (13), de la déployer, de la gérer, de l’exploiter et de l’entretenir ; f) toute activité accessoire qui est en relation avec l’activité principale ou qui résulte de synergies réalisées du fait de l’exercice de l’activité principale et qui par-là contribue à une utilisation efficiente des ressources du gestionnaire de réseau en question. Ces principes concernent l’allocation des coûts et des revenus, y compris pour les coûts et revenus qui sont communs à plusieurs activités, les durées d’amortissement calculées sur la base des investissements réalisés ou à réaliser, les durées d’utilisation usuelle des installations, la rémunération appropriée du capital ainsi que les frais d’exploitation. Les résultats générés par des activités accessoires dont l’exercice est imposé aux gestionnaires de réseau par une disposition légale ou réglementaire, sont imputés au compte de régulation du gestionnaire de réseau concerné suivant les principes et modalités définis par le régulateur. (2) Pour chaque activité accessoire visée au paragraphe (1), le régulateur peut ajuster et compléter, après consultation organisée conformément à l’article 59, les principes généraux visés au paragraphe (1). Pour l’activité accessoire visée au point e) du paragraphe (1) ainsi que pour toute autre activité accessoire visée au paragraphe (1) pour laquelle le régulateur considère que cela se justifie en raison de son envergure ou de sa nature, le régulateur arrête, après consultation organisée conformément à l’article 59, un régime d’accès de tiers et une structure tarifaire applicable aux bénéficiaires de l’activité accessoire en question. (3) Lors de l’établissement des modalités visées aux paragraphes (1) et (2), le régulateur tient compte des orientations générales de politique énergétique indiquées par le ministre. (4) Sous réserve de disposer de toutes autres autorisations éventuellement requises, l’exercice par un gestionnaire de réseau d’une activité accessoire visée par les points b) à d) du paragraphe (1) est soumis à l’autorisation préalable par le régulateur et l’exercice d’une activité accessoire visée au point f) du paragraphe (1) est à déclarer au préalable au régulateur. À cette fin, les gestionnaires de réseau introduisent auprès du régulateur selon le cas, une demande d’autorisation ou une déclaration pour l’exercice des activités accessoires en question. Cette demande d’autorisation ou cette déclaration est accompagnée d’une justification pour l’exercice de l’activité accessoire en question ainsi qu’une description des modalités selon lesquelles cette exploitation envisagée. Pour les activités accessoires exercées au moment de l’entrée en vigueur de la présente loi, les gestionnaires de réseau disposent d’un délai de six mois pour régulariser leur situation moyennant demande d’autorisation ou déclaration. Les autorisations octroyées par le régulateur dans le contexte du présent paragraphe peuvent être conditionnelles et limitées dans le temps. (5) Sans préjudice d’autres dispositions de la présente loi, le régulateur peut encadrer les activités accessoires visées au paragraphe (1) en fixant, après consultation organisée conformément à l’article 59 : a) des modalités d’exécution de l’activité ; b) une limitation de la durée pour tenir compte de l’évolution dans le temps de la disponibilité compétitive de l’activité en question ; c) l’obligation de cessation, éventuellement progressive, de l’activité, le cas échéant en fonction de critères déterminés. (6) Pour les activités accessoires visées au paragraphe (1), pour lesquelles le régulateur décide en vertu du paragraphe (2) d’arrêter un régime d’accès de tiers et une structure tarifaire, les gestionnaires de réseau concernés procèdent au calcul des coûts et tarifs de ces activités accessoires sur base des modalités visées aux paragraphes (1) et (2) et aux échéances qu’elles fixent. Ces tarifs et les conditions y relatives doivent être non discriminatoires, transparents ainsi que suffisamment décomposés et vérifiables. (7) Les tarifs visés au paragraphe (6) sont à soumettre par le gestionnaire de réseau concerné à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57 au plus tard quatre mois avant l’expiration régulière des tarifs précédemment acceptés. Le régulateur prend sa décision en tenant compte des orientations générales de politique énergétique indiquées par le ministre. Au cas où les tarifs ne pourraient être acceptés dans les délais prévus, les tarifs précédemment acceptés continueront à s’appliquer, sauf décision du régulateur de fixer des tarifs provisoires. Dans ce cas, le régulateur peut arrêter des mesures compensatoires appropriées si les tarifs acceptés s’écartent des tarifs provisoires. Les tarifs acceptés ou fixés provisoirement sont à publier par le gestionnaire de réseau concerné ensemble avec la décision respective du régulateur au moins sur son site internet. (8) Chaque gestionnaire de réseau établit et transmet au régulateur, selon les détails et aux échéances fixés par ce dernier, des rapports et des informations statistiques concernant ses activités accessoires. ​ ​ ​ ​ ​ ​

Art. 22. L’article 27 de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 2, les termes ​  « doivent s’abstenir » ​ sont remplacés par les termes ​  « agissent en tant que facilitateurs neutres du marché et s’abstiennent » ​ . 2° Au paragraphe 3, alinéa 1 er , les termes ​  « aux fournisseurs et aux utilisateurs du réseau » ​ sont remplacés par les termes ​  « aux acteurs du marché » ​ . 3° Le paragraphe 3 bis est remplacé comme suit : ​ «     (3 bis ) À la demande d’un utilisateur du réseau et dans la mesure où les informations relatives à la consommation, au prélèvement, à la production ou à l’injection d’électricité sont disponibles pour le passé, les gestionnaires de réseau mettent ces informations à la disposition de l’utilisateur du réseau ou d’un tiers désigné par lui. L’accès à ces données est gratuit et rapide et se fait sous une forme aisément compréhensible. ​ ​ ​ ​ ​      » 4° Les paragraphes 4 et 5 sont remplacés comme suit : ​ «     (4) Les gestionnaires de réseau mettent à disposition d’un fournisseur qui est dûment mandaté par un utilisateur du réseau et qui en fait la demande, sous forme électroniquement exploitable, les informations relatives à l’utilisateur du réseau en question lorsqu’il est raccordé à leur réseau respectif, à savoir : a) le code d’identification et la localisation précise du point de fourniture, les numéros des points de comptage concernés ; b) l’identité et l’adresse postale de l’utilisateur du réseau ; c) le cas échéant, l’identification du profil standard appliqué au point de fourniture ; d) les informations permettant d’identifier le tarif d’utilisation du réseau applicable au point de fourniture. Ces informations concernant les utilisateurs du réseau se trouvant en fourniture par défaut ou en fourniture du dernier recours sont mises à disposition par les gestionnaires de réseau au fournisseur par défaut respectivement au fournisseur du dernier recours. (5) Les gestionnaires de réseau prennent les mesures nécessaires pour garantir une communication de marché efficace. Ils sont tenus de donner leur soutien au développement équitable, harmonieux et équilibré du marché de l’électricité au Grand-Duché de Luxembourg. La communication de marché est gérée par et intégrée dans la plateforme informatique visée à l’article 27 ter conformément au calendrier visé à l’article 27 ter , paragraphe (10). Les entreprises d’électricité utilisent impérativement l’identifiant unique visé à l’article 27 ter , paragraphe (6), alinéa 2, lorsqu’elles transmettent des données dans le cadre de la communication de marché. Les modalités pratiques et procédurales relatives à la communication de marché sont arrêtées par le régulateur après une procédure de consultation organisée conformément à l’article 59. ​ ​ ​ ​ ​      » 5° Au paragraphe 6, les termes ​  « clients finals » ​ sont remplacés à deux reprises par les termes ​  « utilisateurs du réseau » ​ . 6° Le paragraphe 7 est remplacé comme suit : ​ «     (7) Pour couvrir les pertes d’énergie et pour prester les services d’équilibrage de la manière économiquement la plus avantageuse, les gestionnaires de réseau agissent en tant que facilitateur neutre du marché et se procurent l’énergie selon des procédures transparentes, non discriminatoires et reposant sur les règles du marché. En tenant compte des contraintes techniques inhérentes à la gestion des réseaux, les règles que les gestionnaires de réseau adoptent pour acquérir des services de flexibilité technique, sont objectives, transparentes et non discriminatoires et sont élaborées dans le cadre d’un processus transparent et participatif qui inclut l’ensemble des entreprises d’électricité et acteurs du marché concernés, y compris les acteurs du marché offrant de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, les acteurs du marché pratiquant la participation active de la demande, les exploitants d’installations de stockage d’énergie et les agrégateurs. Les gestionnaires de réseau établissent les spécifications pour les services de flexibilité technique et, le cas échéant, les produits standard pour ces services, au moins au niveau national. Les spécifications garantissent une participation effective et non discriminatoire de tous les acteurs du marché, y compris les acteurs du marché offrant de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, les acteurs du marché pratiquant la participation active de la demande, les exploitants d’installations de stockage d’énergie et les agrégateurs. Les gestionnaires de réseau échangent toutes les informations nécessaires et se coordonnent entre eux afin d’assurer l’utilisation optimale des ressources, de garantir une exploitation sûre et efficace du réseau et de faciliter le développement du marché. Aux fins de la participation effective des acteurs visés aux alinéas 2 et 3, les gestionnaires de réseau, en concertation avec le régulateur et en coopération étroite avec tous les acteurs du marché, établissent des exigences techniques de participation à ces marchés sur la base des capacités techniques desdits marchés et des capacités de tous les acteurs du marché. Les règles, spécifications et exigences techniques visées au présent paragraphe sont à soumettre à la procédure d’acceptation intervenant après consultation, conformément à l’article 57. ​ ​ ​ ​ ​      » 7° Après le paragraphe 7, il est inséré un paragraphe 7 bis nouveau, libellé comme suit : ​ «     (7 bis ) Le paragraphe (7) s’applique à l’acquisition, par les gestionnaires de réseau, de services de flexibilité technique, à moins que le régulateur n’ait évalué la fourniture de ce type de services fondée sur le marché comme étant non judicieuse d’un point de vue économique et qu’il ait accordé une dérogation. Le cadre réglementaire visé au paragraphe (7) garantit que les gestionnaires de réseau peuvent acheter de tels services auprès de fournisseurs de participation active de la demande ou de stockage d’énergie et encourage l’adoption de mesures d’efficacité énergétique lorsque ces services permettent, moyennant un bon rapport coût-efficacité, de réduire la nécessité de moderniser ou de remplacer des capacités électriques et favorisent l’exploitation sûre et efficace du réseau. L’obligation d’acheter des services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence ne s’applique pas aux composants pleinement intégrés au réseau. ​ ​ ​ ​ ​      » 8° Le paragraphe 8 est remplacé comme suit : ​ «     (8) Les gestionnaires de réseau de transport et les gestionnaires d’un réseau industriel veillent, pour ce qui les concerne, à la disponibilité des services de flexibilité technique suivants indispensables à l’exploitation de leur réseau : a) Services pour le maintien de la fréquence conformément au règlement (UE) 2017/2195 de la Commission du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique : i) les réserves de stabilisation de la fréquence ; ii) les réserves de restauration de la fréquence ; iii) les réserves de remplacement. b) Services pour la préservation et la reconstitution du système conformément au règlement (UE) 2017/2196 de la Commission du 24 novembre 2017 établissant un code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution du réseau électrique : i) les services prévus dans le règlement (UE) 2017/2196 de la Commission du 24 novembre 2017 établissant un code de réseau sur l’état d’urgence et la reconstitution du réseau électrique ; ii) le service de black start. Les gestionnaires de réseaux veillent, pour ce qui les concerne, à la disponibilité des services de flexibilité technique suivants indispensables à l’exploitation de leur réseau : a) Services pour assurer l’équilibre de la zone de réglage du gestionnaire du réseau de transport et la levée des congestions conformément au règlement (UE) 2015/1222 de la Commission du 24 juillet 2015 établissant une ligne directrice relative à l’allocation de la capacité et à la gestion de la congestion : i) la compensation des déséquilibres momentanés ; ii) la gestion des congestions. b) Services pour le maintien de la tension : i) le réglage de la tension et de la puissance réactive. ​ ​ ​ ​ ​      » 9° Après le paragraphe 8 bis , sont insérés les paragraphes 8 ter , 8 quater et 8 quinquies nouveaux, libellés comme suit : ​ «     (8 ter ) Chaque gestionnaire de réseau de distribution coopère avec le gestionnaire de réseau de transport concerné en vue de la participation effective des acteurs du marché raccordés à son réseau aux marchés de détail, de gros et d’équilibrage. La fourniture de services d’équilibrage provenant de ressources situées dans le réseau de distribution fait l’objet d’un accord avec le gestionnaire de réseau de transport concerné conformément à l’article 57 du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité et à l’article 182 du règlement (UE) 2017/1485 de la Commission du 2 août 2017 établissant une ligne directrice sur la gestion du réseau de transport de l’électricité. (8 quater ) Chaque gestionnaire de réseau de transport est chargé : a) d’adopter un cadre de coopération et de coordination entre les centres de coordination régionaux ; b) de participer à la mise en place des évaluations de l’adéquation des ressources au niveau européen et national en vertu du chapitre IV du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité ; c) de la numérisation des réseaux de transport. (8 quinquies ) En effectuant leurs tâches au titre du présent article ainsi que de l’article 9, les gestionnaires de réseau de transport s’emploient en premier lieu à faciliter l’intégration du marché. Pour l’exécution des tâches visées aux paragraphes (2), (3), (8 bis ) et (8 quater ), ainsi qu’à l’article 9, paragraphe (2), les gestionnaires de réseau de transport tiennent compte des recommandations émises par les centres de coordination régionaux. ​ ​ ​ ​ ​      » 10° Au paragraphe 10, alinéa 2, les termes ​  « de l’ajustement » ​ sont remplacés par les termes ​  « de l’équilibrage » ​ et les termes ​  « ou qui produisent de la chaleur et de l’électricité combinées » ​ sont supprimés. 11° Après le paragraphe 11, il est inséré un paragraphe 11 bis nouveau, libellé comme suit : ​ «     (11 bis ) Les tâches prévues aux paragraphes (8), (9), (10) et (11) sont effectuées par les gestionnaires de réseau conformément aux codes de réseau et lignes directrices adoptés au titre du chapitre VII du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité. ​ ​ ​ ​ ​      » 12° Au paragraphe 12, la première phrase est remplacée par les deux phrases suivantes : ​ «     Les gestionnaires de réseau sont tenus de mesurer et de documenter la qualité du service qu’ils offrent. Cette qualité concerne au moins les services prestés aux acteurs du marché via la communication de marché, le respect de délais d’exécution de procédures standard, telles que le raccordement standard et le traitement des réclamations. ​ ​ ​ ​ ​      » 13° Le paragraphe 13 est remplacé comme suit : ​ «     (13) Dans les cas prévus par la loi, les gestionnaires de réseau de distribution exécutent la mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique, sur le territoire défini par leur concession attribuée en vertu de l’article 25, conformément aux prescriptions de l’article 33 bis , sauf dérogations légales expresses. La mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique, exécutée par les gestionnaires de réseau de distribution constitue une activité accessoire au sens de l’article 20 bis , paragraphe (1), point e). L’interdiction prévue à l’article 33 bis , paragraphe (2), ne s’applique pas aux entreprises intégrées d’électricité qui approvisionnent un nombre de clients finals connectés inférieur à cent mille. Si la mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique est assurée par les gestionnaires de réseau de distribution, le ministre organise au moins tous les cinq ans une consultation publique pour évaluer s’il existe un intérêt réel et sérieux de reprendre l’infrastructure de charge publique existante, y inclus les accessoires tels que les biens acquis et les autres engagements contractuels pris par les gestionnaires de réseau de distribution pour exécuter leur mission de déploiement, de gestion, d’exploitation et d’entretien de cette infrastructure, en vue d’exécuter la mission de service public d’opérateur de l’infrastructure de charge publique à un coût raisonnable et en temps utile conformément aux prescriptions légales et réglementaires en vigueur. Sous réserve que la consultation publique prévue à l’alinéa 4 ait révélé un intérêt réel et sérieux de reprendre l’infrastructure et ses accessoires visés à l’alinéa précité, le ministre lance au plus tard douze mois après l’achèvement de cette consultation publique une procédure d’attribution de concession, telle que régie par la loi du 3 juillet 2018 sur l’attribution de contrats de concession, pour la mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique. Est admis à la procédure d’attribution de concession, sans préjudice d’autres conditions de participation relatives aux capacités professionnelles et techniques et à la capacité économique et financière, l’opérateur économique qui a conclu une convention de cession portant sur le transfert de propriété de l’infrastructure de charge publique telle que prévue à l’alinéa 14. Le ministre soumet, avant le lancement de la procédure d’attribution de concession, l’ensemble des conditions liées à l’attribution de la concession à l’examen du régulateur qui donne son approbation endéans les trois mois à condition que son examen des documents relatifs aux modalités de passation de la convention de concession ou de la convention de concession elle-même n’ait pas révélé des éléments susceptibles d’entraver une mise en concurrence réelle et sérieuse. Le régulateur notifie sa décision sans délai au ministre et la publie sur son site internet. Toute décision de refus d’approbation du régulateur doit être motivée. Si le régulateur a approuvé les conditions de la procédure d’attribution de concession, le ministre procède à la publication de l’avis de concession prévu à l’alinéa 5 sur base des documents approuvés par le régulateur. Au cas où le régulateur a pris une décision de refus d’approbation, le ministre saisit le régulateur de nouvelles demandes d’approbation conformément au présent alinéa. Dans ce cas, le délai pour la publication de l’avis de concession prévu à l’alinéa 5 est prorogé de quatre mois. Le régulateur peut établir des lignes directrices ou des dispositions relatives aux marchés pour aider les gestionnaires de réseau de distribution à garantir l’équité de la procédure de cession visée à l’alinéa 9. Les gestionnaires de réseau de distribution soumettent conjointement, au plus tard deux mois après la publication de l’avis de concession prévu à l’alinéa 5, les conditions de leur appel d’offres dans le cadre de la procédure de cession prévue à l’alinéa 9 à la procédure d’approbation prévue à l’alinéa 13. Au cas où le régulateur a pris une décision de refus d’acceptation, les gestionnaires de réseau de distribution saisissent le régulateur de nouvelles demandes d’acceptation conformément à l’alinéa 13. Les gestionnaires de réseau de distribution lancent conjointement, au plus tard un mois après la décision d’acceptation du régulateur, une procédure de cession portant sur le transfert de propriété de l’infrastructure de charge publique et ses accessoires en vue de la continuation de la mission de service public d’opérateur de l’infrastructure de charge publique par la publication d’un avis de cession au Journal officiel de l’Union européenne. Les documents de l’appel d’offres définissent au moins : a) le prix de vente pour l’ensemble de l’infrastructure de charge publique ainsi que ses accessoires permettant au moins de récupérer la valeur résiduelle des investissements réalisés par les gestionnaires de réseau de distribution ; b) les modalités, y compris un calendrier, de la reprise de l’infrastructure de charge publique et de ses accessoires. Sont admis à la procédure de cession, les soumissionnaires qui, endéans le délai de deux mois à partir de la publication de l’appel d’offres soumettent une offre qui : a) apporte la preuve qu’ils ont les capacités professionnelles, techniques, organisationnelles, économiques et financières réelles est sérieuses en vue d’assurer la mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique selon le calendrier et les autres modalités prévus à l’article 33 bis , paragraphe (8) ; b) apportent la preuve qu’ils ont la capacité financière de reprendre l’ensemble de l’infrastructure de charge publique ainsi que ses accessoires moyennant le prix de vente fixé dans les documents de l’appel d’offres ; c) contient des tarifs d’utilisation de l’infrastructure de charge publique à facturer aux fournisseurs de service de charge. Toute offre contenant des tarifs d’utilisation de l’infrastructure de charge publique à facturer aux fournisseurs de service de charge excédant un montant maximal fixé dans les documents de l’appel d’offres est inadmissible. Les gestionnaires de réseau retiennent, au plus tard un mois après le délai de soumission des offres prévu à l’alinéa 10, le soumissionnaire ayant présenté l’offre la plus avantageuse déterminée sur base des tarifs d’utilisation de l’infrastructure de charge publique à facturer aux fournisseurs de service de charge qui prennent en compte le coût de déploiement, de gestion et d’exploitation de l’infrastructure de charge publique. Les conditions de la procédure de cession visées aux alinéas 10 à 12 sont, préalablement à la publication de l’avis de cession, soumises à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57. La décision d’attribution de la cession visée à l’alinéa 12 est également approuvée conformément à l’article 57 précité. La convention de cession, conclue au plus tard 15 jours après la publication de la décision d’acceptation du régulateur de la décision d’attribution de cession visée à l’alinéa 13, ne produit ses effets qu’à partir du moment où le soumissionnaire retenu est également retenu comme concessionnaire à l’occasion de la procédure d’attribution de concession visée à l’alinéa 5. À défaut d’une telle attribution de concession, la convention de cession est résolue. Dans ce cas, les gestionnaires de réseau de distribution concluent, en application des critères d’attribution visés à l’alinéa 12, la convention de cession avec un autre soumissionnaire ayant été valablement admis à la procédure de cession qui se portera alors candidat à la procédure d’attribution de concession visée à l’alinéa 5. Dans les cas où la procédure d’attribution de concession visée aux alinéas 5 et 14 n’aboutit pas, les gestionnaires de réseau de distribution continuent à exécuter la mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique conformément à l’alinéa 1 er du présent paragraphe. Hormis les cas prévus par le présent paragraphe, les gestionnaires de réseau ne peuvent être propriétaires de bornes de charge et exercer la mission d’opérateur d’infrastructure de charge, sauf lorsqu’ils sont propriétaires de bornes de charge privées réservées à leur propre usage. ​ ​ ​ ​ ​      » 14° Le paragraphe 15 est abrogé ​

Art. 23. Après l’article 27 de la même loi , sont insérés deux articles 27 bis et 27 ter nouveaux, libellés comme suit : ​ «     Art. 27 bis . (1) Chaque gestionnaire de réseau de transport et chaque gestionnaire de réseau de distribution établit un plan décennal de développement de son réseau qui est mis à jour au moins tous les deux ans. Le plan renseigne sur les investissements planifiés et prévisibles pour le maintien, le renouvellement, le renforcement et l’extension du réseau, qu’il s’agisse de projets du gestionnaire de réseau ou d’un tiers, et précise pour chaque mesure les frais budgétisés par le gestionnaire de réseau. (2) Plus particulièrement, le plan décennal de développement du réseau à très haute tension établi par le gestionnaire de réseau de transport : a) est basé sur une estimation de l’évolution de la charge électrique et des injections qui est établie tous les deux ans par le gestionnaire de réseau de transport et qui est élaborée sur base de plusieurs scénarios qui tiennent compte du développement démographique, économique et social du pays, des objectifs nationaux et orientations générales de politique énergétique ainsi que des stratégies et des mesures destinées à atteindre les objectifs généraux et les objectifs spécifiques à long terme de l’Union européenne. Cette estimation est soumise à une consultation publique ; b) indique aux acteurs du marché les principales infrastructures de très haute tension qui doivent être construites ou mises à niveau durant les dix prochaines années ; c) répertorie tous les investissements déjà décidés et recense les nouveaux investissements qui doivent être réalisés durant les trois prochaines années ; d) fournit un calendrier pour tous les projets d’investissement ; e) tient pleinement compte du potentiel d’utilisation de la participation active de la demande, des installations de stockage d’énergie ou d’autres ressources susceptibles de constituer une solution de substitution à l’expansion du réseau, ainsi que des prévisions de la consommation, des échanges commerciaux avec d’autres pays et des plans d’investissement dans les réseaux pour l’ensemble de l’Union européenne et dans les réseaux régionaux ; f) est notifié au régulateur, après consultation de toutes les parties intéressées. (3) Le régulateur soumet le plan décennal de développement du réseau à très haute tension élaboré par le gestionnaire de réseau de transport à la procédure de consultation visée à l’article 59. Le régulateur notifie les résultats de la consultation au ministre et les publie, plus particulièrement pour ce qui concerne les éventuels besoins en matière d’investissement. (4) Le régulateur examine si le plan décennal de développement du réseau à très haute tension couvre tous les besoins qui ont été recensés en matière d’investissement durant la consultation et si ce plan est cohérent avec le plan décennal non contraignant de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union européenne visé à l’article 30, paragraphe 1 er , point b), du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité. En cas de doute quant à la cohérence avec le plan de développement du réseau dans l’ensemble de l’Union européenne, le régulateur consulte l’Agence et il peut exiger du gestionnaire de réseau de transport qu’il modifie son plan décennal de développement du réseau. Le ministre examine la cohérence du plan décennal de développement du réseau à très haute tension avec le plan national en matière d’énergie et de climat soumis conformément au règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat, modifiant les règlements (CE) n° 663/2009 et (CE) n° 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE , 98/70/CE , 2009/31/CE ,  2009/73/CE , 2010/31/UE , 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) n° 525/2013 du Parlement européen et du Conseil. Il peut formuler des recommandations au gestionnaire de réseau de transport en vue de modifier le plan. (5) Dans les cas où le gestionnaire de réseau de transport, pour des motifs autres que des raisons impérieuses qu’il ne contrôle pas, ne réalise pas un investissement qui, en vertu du plan décennal de développement du réseau à très haute tension, aurait dû être réalisé dans les trois ans qui suivent, le régulateur prend au moins une des mesures ci- après pour garantir la réalisation de l’investissement en question si celui-ci est toujours pertinent compte tenu du plan décennal de développement du réseau le plus récent : a) exiger du gestionnaire de réseau de transport qu’il réalise l’investissement en question ; b) lancer une procédure d’appel d’offres ouverte à tous les investisseurs pour l’investissement en question ; ou c) imposer au gestionnaire de réseau de transport d’accepter une augmentation de capital destinée à financer les investissements nécessaires et autoriser des investisseurs indépendants à participer au capital. Lorsque le régulateur a eu recours aux pouvoirs dont il dispose en vertu de l’alinéa premier, la régulation tarifaire applicable couvre les coûts des investissements en question. (6) Lorsque le régulateur a recours aux pouvoirs dont il dispose en vertu du paragraphe (5), point b), il peut imposer au gestionnaire de réseau de transport d’accepter un ou plusieurs des éléments suivants : a) un financement par un tiers ; b) une construction par un tiers ; c) la construction des nouveaux actifs en question par lui-même ; d) l’exploitation des nouveaux actifs en question par lui-même. Le gestionnaire de réseau de transport fournit aux investisseurs toutes les informations nécessaires pour réaliser l’investissement, connecte les nouveaux actifs au réseau de transport et, d’une manière générale, fait tout pour faciliter la mise en œuvre du projet d’investissement. Les arrangements financiers correspondants sont à soumettre à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57. (7) Le plan décennal de développement du réseau à très haute tension final est publié par le gestionnaire de réseau de transport sur son site internet et transmis au régulateur, au ministre et au Commissaire du Gouvernement à l’Énergie. (8) Les plans de développement du réseau élaborés pour les réseaux à haute, moyenne et basse tension offrent de la transparence quant aux services de flexibilité technique à moyen et long termes qui sont nécessaires, et énoncent les investissements programmés pour les cinq à dix prochaines années, l’accent étant mis en particulier sur les principales infrastructures nécessaires pour raccorder les nouvelles capacités de production et les nouvelles charges, y compris les points de recharge des véhicules électriques. Ces plans de développement du réseau incluent également le recours à la participation active de la demande, à l’efficacité énergétique, à des installations de stockage d’énergie ou à d’autres ressources auxquelles les gestionnaires de réseau doivent recourir comme alternatives à l’expansion de leur réseau. (9) Pour l’établissement des plans de développement du réseau couvrant les réseaux à haute, moyenne et basse tension, les gestionnaires de réseau consultent tous les utilisateurs du réseau concernés ainsi que le gestionnaire du réseau à très haute tension concerné au sujet de leur plan de développement du réseau. Ils publient les résultats du processus de consultation ainsi que leur plan de développement du réseau et le transmettent au régulateur, au ministre et au Commissaire du Gouvernement à l’Énergie. Le régulateur peut adresser une demande justifiée de modification des plans aux gestionnaires de réseau. Le ministre examine la cohérence des plans décennaux de développement du réseau à haute, moyenne et basse tension avec le plan national en matière d’énergie et de climat soumis conformément au règlement (UE) 2018/1999 du Parlement européen et du Conseil du 11 décembre 2018 sur la gouvernance de l’union de l’énergie et de l’action pour le climat, modifiant les règlements (CE) n° 663/2009 et (CE) n° 715/2009 du Parlement européen et du Conseil, les directives 94/22/CE , 98/70/CE , 2009/31/CE , 2009/73/CE , 2010/31/UE , 2012/27/UE et 2013/30/UE du Parlement européen et du Conseil, les directives 2009/119/CE et (UE) 2015/652 du Conseil et abrogeant le règlement (UE) n° 525/2013 du Parlement européen et du Conseil. Il peut formuler des recommandations aux gestionnaires de réseau en vue de modifier leur plan. Art. 27 ter . (1) Il est créé, dans le respect des exigences de la législation en matière de protection de données et de la vie privée des clients finals, une plateforme informatique de données énergétiques qui est déployée par le gestionnaire de réseau de transport qui en assure également, dans les limites prévues à l’alinéa 2 du présent paragraphe, le rôle de responsable de traitement visé par l’article 4, point 7, du règlement UE 2016/679 du Parlement européen et du Conseil du 27 avril 2016 relatif à la protection des personnes physiques à l’égard du traitement des données à caractère personnel et à la libre circulation de ces données, et abrogeant la directive 95/46/CE (règlement général sur la protection des données). Le gestionnaire de réseau de transport n’est responsable que des traitements des données sur la plateforme. Lorsqu’une entreprise d’électricité ou de gaz naturel exécute un traitement en utilisant la plateforme, elle est responsable de la véracité et de l’exactitude des données. Néanmoins, le gestionnaire de réseau de transport doit prévoir une procédure qui permet de vérifier la véracité et l’exactitude des données sur la plateforme, d’effacer ou de rectifier les données inexactes sans tarder suite à une demande de rectification. (2) La plateforme est mise en place de façon à constituer une plateforme de données centralisée pour au moins le secteur de l’électricité et celui du gaz naturel. Elle a pour objectif de : a) servir comme répertoire central de référence mettant de manière efficace, conviviale et sécurisée à la disposition des personnes visées aux paragraphes (5) à (8) des données auxquelles elles ont un droit d’accès légal ou conventionnel, et assurant la conservation des données à des fins archivistiques, à des fins de recherche scientifique ou historique ou à des fins statistiques ; b) faire office de plateforme unique d’échange de données assurant : i) une gestion centralisée de la communication de marché et de la communication de marché visée à l’article 1 er , paragraphe (10 bis ), de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel et permettant ainsi une harmonisation de l’ensemble des traitements relatifs à la gestion du marché et un échange efficace et facilité des données entre tous les ayants-droits afin d’assurer une exécution efficace des contrats ainsi que des obligations légales et de permettre aux intervenants de faire face à l’évolution du marché en termes de flexibilité ; ii) un traitement des données respectueux des principes consacrés par le règlement UE 2016/679 du Parlement européen et du Conseil du 27 avril 2016 relatif à la protection des personnes physiques à l’égard du traitement des données à caractère personnel et à la libre circulation de ces données, et abrogeant la directive 95/46/CE , notamment par son article 5, paragraphe 1 er . c) permettre l’élaboration et la mise à disposition de statistiques et de données anonymisées à des fins de surveillance, de transparence et de recherche. (3) La plateforme comprend les données suivantes : a) les noms, adresses, données de contact et l’identifiant unique prévu au paragraphe (6) des utilisateurs du réseau et des preneurs de raccordement visés par la présente loi ainsi que par l’article 1 er , paragraphes (41), respectivement (33 bis ), de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel, et, dans la mesure où les personnes énumérées ci-avant sont des personnes morales, les noms, adresses et données de contact de la personne de contact désignée par eux ; b) les données collectées à l’occasion du comptage visé à l’article 29 de la présente loi ainsi qu’à l’article 35 de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel ; c) les données et informations nécessaires au bon fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz naturel ainsi que des réseaux interconnectés telles que définies par voie de règlement par le régulateur après une procédure de consultation organisée conformément à l’article 59, la Commission nationale pour la protection des données étant demandée en son avis ; d) les données visées à l’article 17, paragraphe (1) ; e) toutes autres données nécessaires au bon fonctionnement des marchés de l’électricité et du gaz naturel qui ne sont pas des données à caractère personnel. Les entreprises d’électricité et de gaz naturel collectent et introduisent les données visées aux points a) à d) ci-dessus dans les limites et conformément aux modalités pratiques et procédurales de la communication de marché, respectivement de la communication de marché visée à l’article 1 er , paragraphe (10 bis ), de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel. Elles mettent à jour les données alimentées dans la plateforme sans délais à partir du jour où elles prennent connaissance des changements. (4) La conception technique de la plateforme permet que d’autres vecteurs, comme l’eau ou la chaleur, puissent y être intégrés ultérieurement. (5) Les entreprises d’électricité et de gaz naturel ont accès aux données visées au paragraphe (3), alinéa 1 er , dans les limites des modalités pratiques et procédurales de la communication de marché, respectivement de la communication de marché visée à l’article 1 er , paragraphe (10 bis ) de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel. Le gestionnaire de réseau de transport garantit un accès de façon non discriminatoire à toutes les données visées au paragraphe (3), alinéa 1 er à ces entreprises. (6) Le gestionnaire de réseau de transport met en place un accès individuel et sécurisé à la plateforme pour les personnes visées au paragraphe (3), alinéa 1 er , point a), leur permettant de visualiser et de modifier, le cas échéant, de manière aisément compréhensible les données visées au paragraphe (3), alinéa 1 er , qui les concernent. À cette fin, il introduit un système d’identifiant unique pour chaque personne physique et morale visée au paragraphe (3), alinéa 1 er , point a), afin de garantir une identification exacte et certaine. Il met en place des procédures relatives à la vérification et aux demandes d’attribution d’un identifiant unique qu’il publie sur le site internet de la plateforme et qu’il communique à l’occasion du lancement opérationnel de la plateforme aux entreprises d’électricité et aux entreprises de gaz naturel. Il assure la gestion des risques et erreurs liés à l’identification des personnes. Les personnes visées à l’alinéa 1 er peuvent octroyer un accès aux données de la plateforme qui les concernent à des personnes autres que celles visées au paragraphe (5) qu’elles désignent via la plateforme. Cet accès peut être unique ou accordé pour une durée déterminée ou indéterminée et être rétracté à tout moment sur la plateforme. Les données sont partagées avec le tiers désigné de façon non discriminatoire et dès qu’elles sont disponibles. Le gestionnaire de réseau de transport publie les procédures permettant d’obtenir l’accès à la plateforme sur le site internet de la plateforme et les communique à l’occasion du lancement opérationnel de la plateforme aux fournisseurs visés par la présente loi ainsi que par l’article 1 er , paragraphe (14) de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel qui en informent leurs clients et aux gestionnaires de réseau ainsi que les gestionnaires de réseau de distribution respectivement de transport visés par l’article 1 er , paragraphes (22) respectivement (24), de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel qui en informent les personnes visées au paragraphe (3), alinéa 1 er , point a), lorsqu’ils ne sont pas fournis sous forme de fourniture intégrée. (7) Le gestionnaire de réseau de transport donne accès via une interface standardisée à des extraits et informations au ministre, au régulateur, au Commissaire du Gouvernement à l’Énergie ou à l’Institut national de la statistique et des études économiques qui en font la demande aux fins de l’exécution de leurs missions respectives. (8) Le gestionnaire de réseau de transport publie régulièrement des données sur les secteurs de l’électricité et du gaz naturel selon les principes des données publiques ouvertes et à condition que cette publication ne permette pas d’en déduire des données commercialement sensibles relatives à une entreprise déterminée ou des données à caractère personnel d’une personne physique. Un règlement grand-ducal définit la cadence de publication et l’étendue minimales de ces données. (9) Le gestionnaire de réseau de transport assure une traçabilité des consultations des données à caractère personnel des personnes visées au paragraphe (3), alinéa 1 er , point a). Ces dernières peuvent consulter l’historique des consultations de leurs données personnelles via leur accès individuel sécurisé visé au paragraphe (6). (10) La plateforme est opérationnelle à partir du 1 er juillet 2023 au plus tard. Le calendrier de la mise en service des différentes fonctionnalités est précisé par règlement grand-ducal. (11) Le déploiement, la mise en service, la gestion, la maintenance et l’exploitation de la plateforme informatique de données énergétiques sont des activités accessoires du gestionnaire de réseau de transport au sens de l’article 20 bis , paragraphe (1), point a). (12) Le gestionnaire de réseau de transport prend les mesures nécessaires pour aboutir à une solution optimale pour le marché sur les plans organisationnel, technique et économique. (13) Le gestionnaire de réseau de transport prend des mesures pour garantir un accès non discriminatoire à la plateforme qu’il inscrit dans le programme d’engagement visé à l’article 32, paragraphe (2). (14) Un règlement grand-ducal peut préciser les fonctionnalités, les spécifications techniques et organisationnelles, les modalités relatives à l’accessibilité aux données ainsi que la nature et l’objet des statistiques. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 24. Après l’article 28 bis de la même loi , il est inséré un article 28 ter nouveau, libellé comme suit : ​ «     Art. 28 ter . (1) Les gestionnaires de réseau ne peuvent être propriétaires d’installations de stockage d’énergie, ni les développer, les gérer ou les exploiter. (2) Par dérogation au paragraphe (1), le régulateur peut autoriser les gestionnaires de réseau à être propriétaires d’installations de stockage d’énergie ou à les développer, les gérer ou les exploiter lorsqu’il s’agit de composants pleinement intégrés au réseau ou lorsque l’ensemble des conditions suivantes sont remplies : a) aucun acteur du marché, à la suite d’une procédure d’appel d’offres ouverte, transparente et non discriminatoire organisée par le gestionnaire de réseau et dont les modalités sont acceptées par le régulateur conformément à la procédure d’acceptation prévue à l’article 57, ne s’est vu conférer le droit d’être propriétaire de telles installations, ni de les développer, de les gérer ou de les exploiter, ou ne peut fournir ces services à un coût raisonnable et en temps utile tels que définis dans la procédure d’appel d’offres ; b) ces installations ou services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence sont nécessaires pour que les gestionnaires de réseau puissent remplir les obligations qui leur incombent en matière d’exploitation efficace, fiable et sûre du réseau, et ne sont pas utilisés par les gestionnaires de réseau pour acheter ou vendre de l’électricité sur les marchés de l’électricité ; c) le régulateur a évalué la nécessité d’une telle dérogation, a procédé à une évaluation préalable de l’applicabilité de la procédure d’appel d’offres, y compris des conditions de cette procédure d’appel d’offres, et a donné son approbation. Le régulateur peut élaborer des lignes directrices ou des dispositions relatives aux marchés pour aider les gestionnaires de réseau à garantir l’équité des procédures d’appel d’offres. La décision d’accorder une dérogation au gestionnaire de réseau de transport est notifiée à la Commission européenne et à l’Agence, accompagnée d’informations utiles sur la demande et des raisons justifiant l’octroi de la dérogation. (3) La propriété, le développement, la gestion et l’exploitation d’installations de stockage d’énergie par les gestionnaires de réseau sont des activités accessoires au sens de l’article 20 bis , paragraphe (1), point d). (4) Le régulateur organise, à intervalles réguliers ou au moins tous les cinq ans, une consultation publique portant sur les installations existantes de stockage d’énergie détenues, développées, gérées ou exploitées par les gestionnaires de réseau, afin d’évaluer la disponibilité et l’intérêt potentiels d’autres acteurs du marché à investir dans ces installations. Lorsque la consultation publique, selon l’évaluation du régulateur, indique que des acteurs du marché sont en mesure d’être propriétaires de ces installations, de les développer, de les exploiter ou de les gérer, et ce de manière rentable, le régulateur veille à ce que les gestionnaires de réseau cessent progressivement leurs activités dans ce domaine dans un délai de dix-huit mois. Parmi les conditions dont cette procédure est assortie, le régulateur peut autoriser les gestionnaires de réseau à recevoir une compensation raisonnable, et en particulier à récupérer la valeur résiduelle des investissements qu’ils ont réalisés dans les installations de stockage d’énergie. (5) Le paragraphe (4) ne s’applique pas aux composants pleinement intégrés au réseau ni à la durée d’amortissement habituelle de nouvelles installations de stockage d’énergie composées d’accumulateurs dont la décision d’investissement définitive est prise par le gestionnaire de réseau de transport avant le 31 décembre 2024, à condition que ces installations de stockage d’énergie composées d’accumulateurs soient : a) connectées au réseau au plus tard deux ans à compter de la décision d’investissement définitive ; b) intégrées au réseau de transport ; c) uniquement utilisées pour le rétablissement réactionnel et instantané de la sécurité du réseau en cas d’événements imprévus sur le réseau, lorsqu’une telle mesure de rétablissement débute immédiatement et s’achève quand le redispatching régulier peut régler le problème ; d) ne sont pas utilisées pour acheter ou vendre de l’électricité sur les marchés de l’électricité, y compris d’équilibrage. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 25. L’article 29 de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 2, les termes ​  « ou par des installations de production dont la puissance électrique nominale installée est inférieure à 800 watt » ​ sont insérés entre les termes ​  « de consommation ainsi alimenté » ​ et les termes ​  « , la disposition du comptage » ​ . 2° Le paragraphe 2 bis , est complété par un alinéa 2 nouveau, libellé comme suit : ​ «     Il incombe aux gestionnaires de réseau de distribution d’enregistrer dans le registre national des centrales de production visé à l’article 17, les installations de production visées à l’alinéa 1 er et d’en déterminer, par application des méthodes statistiques visées au même alinéa 1 er , les quantités d’électricité produites. ​ ​ ​ ​ ​      » 3° Le paragraphe 7 est modifié comme suit : a) À l’alinéa 1 er , première phrase, les termes ​  « clients finals » ​ ainsi que le terme ​  « consommateurs » ​ sont remplacés par les termes ​  « utilisateurs du réseau » ​ ; b) À l’alinéa 2, deuxième phrase, les termes ​  « d’ajustement » ​ sont remplacés par les termes ​  « d’équilibrage » ​ et les termes ​  « clients finals » ​ sont remplacés par les termes ​  « utilisateurs du réseau en tenant dûment compte des meilleures techniques disponibles et » ​ ; c) Deux nouveaux alinéas sont insérés après l’alinéa 4 avec la teneur suivante : ​ « Le système de comptage intelligent permet au client final d’accéder facilement à des données non validées relatives à sa consommation en temps quasi réel, c’est-à -dire une courte période ne dépassant habituellement pas quelques secondes ou atteignant au plus la période de règlement des déséquilibres sur le marché de l’électricité. L’accès à ces données est effectué de manière sécurisée, sans frais supplémentaires, via une interface normalisée sur le compteur, afin de favoriser les programmes automatisés d’amélioration de l’efficacité énergétique, la participation active de la demande et d’autres services. Le client final peut mettre ces données à la disposition d’un fournisseur ou d’un fournisseur de services énergétiques désigné par lui. En plus de la mise à disposition de l’accès aux données non validées relatives à la consommation en temps quasi réel via une interface normalisée sur le compteur, les gestionnaires de réseau peuvent offrir, le cas échéant contre rémunération, un dispositif aux utilisateurs du réseau qui permet un accès à distance à ces données. La mise à la disposition de tels dispositifs constitue une activité accessoire au sens de l’article 20 bis , paragraphe (1), point f). » ; ​ ​ ​ ​ ​ d) L’avant-dernier alinéa est complété par le libellé suivant : ​ « ainsi qu’en ce qui concerne la collecte et le traitement des données à caractère personnel conformément à la législation en matière de protection des données et de la vie privée ». ​ ​ ​ ​ ​ ​

Art. 26. À l’article 30, paragraphe 1 er , lettre b), de la même loi , les termes ​  « , individuellement ou conjointement, » ​ sont insérés entre les termes ​  « peuvent s’approvisionner » ​ et les termes ​  « en électricité par une ligne directe » ​ . ​

Art. 27. L’article 31 de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 1 er , dernière phrase, les termes ​  « et des autres acteurs du marché » ​ sont insérés entre les termes ​  « à la disposition des entreprises d’électricité » ​ et les termes ​  « selon les mêmes procédures et échéances » ​ . 2° Le paragraphe 5 est complété par une nouvelle phrase avec la teneur suivante : ​ «     Cette communication est effectuée au moyen de la plateforme informatique nationale et centralisée de données énergétiques visée à l’article 27 ter , conformément au calendrier visé à l’article 27 ter , paragraphe (10). ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 28. L’article 32 de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 2, lettre d), après la deuxième phrase, il est inséré une nouvelle phrase libellée comme suit : ​ «     Il prévoit en plus des mesures spécifiques afin d’exclure toute discrimination en matière d’accès aux données pour les clients ou un tiers agissant au nom du client, incluant les données de relevés de consommation et les données de consommation ainsi que les données nécessaires pour le changement de fournisseur du client final et la participation active de la demande. ​ ​ ​ ​ ​      » 2° Le paragraphe 4, est complété par une nouvelle phrase libellée comme suit : ​ «     Les entreprises verticalement intégrées ne bénéficient pas d’un accès privilégié aux données pour la conduite de leurs activités de fourniture. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 29. Dans l’intitulé du chapitre V, section X, le terme ​  « Gestion » ​ est remplacé par les termes ​  « Responsabilité d’équilibre » ​ . ​

Art. 30. L’article 33 de la même loi est remplacé comme suit : ​ «    Â

Art. 33. (1) Le gestionnaire de réseau de transport assume les tâches qui incombent aux gestionnaires de réseau de transport en application du règlement (UE) 2017/2195 de la Commission du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique à l’exception de celles que le régulateur confère à un tiers, conformément à l’article 13, paragraphe 4 du même règlement et sans préjudice de la possibilité dont le gestionnaire de réseau de transport dispose pour déléguer des tâches en accord avec les paragraphes 1 er , 2 et 3 du même article 13. (2) Tous les acteurs du marché sont responsables des déséquilibres qu’ils provoquent dans le système. Les acteurs du marché peuvent déléguer contractuellement leur responsabilité d’équilibre à un autre responsable d’équilibre, sous réserve de l’accord par ce dernier. En cas de fourniture intégrée, ainsi que pour les produits d’électricité couvrant l’achat d’électricité par le fournisseur, le fournisseur assume la responsabilité d’équilibre pour le compte de son client final. (3) Le coordinateur d’équilibre définit les modalités et conditions ou les méthodologies pour les responsables d’équilibre, conformément à l’article 18 du règlement (UE) 2017/2195 de la Commission du 23 novembre 2017 concernant une ligne directrice sur l’équilibrage du système électrique et les soumet à la procédure d’acceptation, intervenant après consultation en vertu de l’article 10 du même règlement. (4) Chaque responsable d’équilibre conclut un contrat d’équilibre avec le coordinateur d’équilibre. Ce contrat détermine les droits et devoirs des parties sur base des modalités, conditions et méthodologies visées au paragraphe (3). (5) Tout point de fourniture doit être affecté à un périmètre d’équilibre qui est à établir et à gérer par un responsable d’équilibre. (6) Tout gestionnaire de réseau est responsable d’équilibre pour au moins un périmètre d’équilibre relatif à l’approvisionnement du ou des réseaux dont il assure la gestion. Ces périmètres d’équilibre servent à la comptabilisation des quantités d’énergie électrique imputables au gestionnaire de réseau, telles que notamment les pertes de réseau et les écarts dus aux profils standard. (7) Chaque année, au courant du premier trimestre, le coordinateur d’équilibre soumet, pour information au ministre et au régulateur, un rapport détaillé sur la façon dont il a exécuté ses fonctions dans le cadre du présent article en précisant le cas échéant les problèmes rencontrés et en proposant des améliorations potentielles. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 31. Au chapitre V de la même loi , il est inséré une section XI nouvelle comprenant un article 33 bis nouveau, libellés comme suit : ​ «     Section XI. Intégration de l’électromobilité dans le réseau électrique Art. 33 bis . (1) Sans préjudice du régime consacré par l’article 27, paragraphe (13), le ministre confie la mission de service public d’opérateur de l’infrastructure de charge publique sous forme de concession de service public régie par la loi du 3 juillet 2018 sur l’attribution de contrats de concession. (2) L’opérateur de l’infrastructure de charge publique ne peut pas offrir des services de fournisseur de service de charge sur les bornes appartenant à l’infrastructure de charge publique. (3) L’infrastructure de charge publique permet un libre choix du fournisseur de service de charge et est dotée d’un moyen de paiement uniforme sur tout le territoire national. L’opérateur de l’infrastructure de charge publique garantit à tout acteur qui en fait la demande, un accès non discriminatoire à l’infrastructure de charge publique sur base de conditions publiées. Les bornes de l’infrastructure de charge publique sont alimentées exclusivement en électricité renouvelable. (4) Les bornes de charge accessibles au public qui ne font pas partie de l’infrastructure de charge publique sont, sur demande de leur opérateur d’infrastructure de charge respectif et sous réserve du respect des contraintes techniques, fonctionnelles et organisationnelles, intégrées dans le système central commun. (5) L’opérateur de l’infrastructure de charge publique a le droit de faire gratuitement usage des domaines public et privé de l’État et des communes pour déployer l’infrastructure de charge publique et l’exécution de tous les travaux y afférents. Font partie de ces travaux notamment ceux qui sont nécessaires au maintien, à la modification, à la réparation, à l’enlèvement, au contrôle et à l’exploitation des éléments de l’infrastructure de charge publique. Le droit d’utilisation des domaines public et privé de l’État et des communes étant gratuit, les autorités ne peuvent imposer à l’opérateur de l’infrastructure de charge publique aucun impôt, taxe, péage, rétribution ou indemnité y relatifs de quelque nature que ce soit. Avant de déployer les ouvrages appartenant à l’infrastructure de charge publique sur les domaines public et privé de l’État et des communes, l’opérateur de l’infrastructure de charge publique, en possession de toutes les autorisations requises, établit en concertation avec l’administration publique ou communale concernée un plan d’implantation détaillant au moins la localisation précise, la date prévisible d’installation ainsi que, au besoin, des conditions et modalités pour la maintenance pour chaque borne de charge publique appartenant à l’infrastructure de charge publique à déployer. (6) Suite à la conclusion d’une convention de concession avec un opérateur de l’infrastructure de charge publique, ce dernier se substitue à son prédécesseur dans les autorisations avec des personnes physiques et des personnes morales de droit privé ou de droit public dans l’exercice de sa mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique. (7) Sans préjudice des causes de résiliation prévues par l’article 43 de la loi du 3 juillet 2018 sur l’attribution de contrats de concession, la concession d’opérateur de l’infrastructure de charge publique peut être résiliée sans préavis dans les cas suivants : a) changement significatif dans l’actionnariat du concessionnaire entrainant la perte des qualités et capacités professionnelles sur base desquelles la concession a été attribuée ; b) manquement grave du concessionnaire aux obligations lui imposées par le présent article ainsi que par la convention de concession. (8) Les fonctionnalités, les spécifications techniques, le nombre des points de charge, les emplacements des points de charge, le calendrier, l’organisation générale de déploiement de l’infrastructure de charge publique ainsi que les fonctionnalités et les spécifications techniques des bornes de charge accessibles au public pour être intégrées dans le système commun de l’infrastructure de charge publique sont définis par règlement grand-ducal. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 32. L’article 46 de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 1 er , les termes ​  « de fournir de l’énergie électrique » ​ sont remplacés par les termes ​  « d’effectuer une fourniture d’énergie électrique à des clients finals » ​ . 2° Après le paragraphe 4, il est inséré un paragraphe 4 bis nouveau, libellé comme suit : ​ «     (4 bis ) Les demandes d’autorisation qui sont sollicitées par des clients actifs ou des communautés énergétiques, lorsque ceux-ci peuvent démontrer que la fourniture d’électricité ne constitue pas leur activité commerciale ou professionnelle principale et que leur objectif premier n’est pas de rechercher le profit, ne doivent pas obligatoirement comporter les éléments visés sous d) et f) du paragraphe (4). ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 33. À l’article 47 de la même loi , après le paragraphe 4, sont insérés deux paragraphes 5 et 6 nouveaux, libellés comme suit : ​ «     (5) Les fournisseurs qui ont plus de 15 000 clients finals offrent aux clients finals équipés d’un compteur intelligent la possibilité de conclure un contrat d’électricité à tarification dynamique et informent les clients finals des opportunités, des coûts et des risques liés à un tel contrat. (6) Les fournisseurs recueillent le consentement de chaque client final avant que celui-ci ne passe à un contrat d’électricité à tarification dynamique. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 34. L’article 48 de la même loi est remplacé pour prendre la teneur suivante : ​ «    Â

Art. 48. (1) Sans préjudice des dispositions relatives au service universel, les fournisseurs d’électricité sont tenus de conclure avec leurs clients finals des contrats dûment signés régissant les modalités de la fourniture. Les fournisseurs doivent proposer à la demande du client final, sous réserve de leur accord d’effectuer une fourniture d’électricité, un contrat de fourniture précisant : a) l’identité et l’adresse du fournisseur ; b) les services fournis, les niveaux de qualité des services offerts, ainsi que, le cas échéant, la puissance maximale ou l’ampérage maximal à prélever et le délai nécessaire pour le gestionnaire de réseau concerné au raccordement initial ; c) les types de services de maintenance offerts ; d) les moyens par lesquels des informations actualisées sur l’ensemble des tarifs applicables, les redevances de maintenance et les produits ou services groupés peuvent être obtenues ; e) la durée du contrat, les conditions de renouvellement et de résiliation du contrat et d’interruption des services, y compris des produits ou services qui sont groupés avec ces services, et les frais liés à la résiliation du contrat conformément aux dispositions de l’article 19, paragraphe (4) ; f) les compensations et les formules de remboursement éventuellement applicables dans le cas où les niveaux de qualité des services prévus dans le contrat ne sont pas atteints, y compris une facturation inexacte ou tardive ; g) les modalités de lancement d’une procédure extrajudiciaire de règlement des litiges ; h) la communication de façon claire, sur la facture ou sur le site internet de l’entreprise d’électricité, d’informations concernant les droits des consommateurs, notamment des informations sur les modalités de traitement des plaintes et toutes les informations visées au présent paragraphe ; i) la référence aux moyens de communication des modalités pour le calcul des acomptes provisionnels perçus des clients finals entre deux décomptes basés sur la consommation réelle ; j) la contribution prévisionnelle des sources d’énergie renouvelables dans le mix énergétique du produit d’électricité ; k) les procédures permettant d’obtenir l’accès à la plateforme informatique nationale et centralisée de données énergétiques visée à l’article 27 ter . Les conditions de ces contrats sont équitables et communiquées à l’avance. Les clients finals reçoivent en même temps une synthèse des principales conditions contractuelles de manière bien visible, et dans un langage simple et concis. En tout état de cause, le fournisseur communique ces informations avant la conclusion ou la confirmation du contrat. Lorsque le contrat est conclu par le biais d’intermédiaires, les informations relatives aux éléments visés au présent paragraphe sont également communiquées au client final avant la conclusion du contrat. Lorsque le client est représenté par un intermédiaire, une copie du mandat écrit et dûment signé par le client est jointe aux documents du contrat de fourniture à peine de nullité dudit contrat. (2) Les clients finals sont avertis en temps utile de toute intention de modifier les conditions contractuelles et sont informés de leur droit de résilier le contrat au moment où ils sont avisés de l’intention de le modifier. Les fournisseurs avisent directement leurs clients finals, de manière transparente et compréhensible, de tout ajustement du prix ou de la formule de prix de fourniture ainsi que des raisons, des conditions préalables et de la portée de cet ajustement, en temps utile et au plus tard deux semaines avant que l’ajustement ne prenne effet ou, en ce qui concerne les clients résidentiels, au plus tard un mois avant que l’ajustement ne prenne effet. Les clients finals sont libres de résilier un contrat s’ils n’acceptent pas les nouvelles conditions contractuelles ou les ajustements du prix ou de la formule de prix de fourniture qui leur sont notifiés par leur fournisseur. (3) Les fournisseurs adressent aux clients finals des informations transparentes relatives aux prix et aux tarifs pratiqués, ainsi qu’aux conditions générales applicables, en ce qui concerne l’accès aux services d’électricité et à l’utilisation de ces services. Ils mettent également à disposition du régulateur ces informations pour les produits d’électricité publiés s’adressant aux clients résidentiels et non résidentiels dont la consommation annuelle est inférieure à 100 000 kilowattheures pour les fins des outils de comparaison visés à l’article 54, paragraphe (10). (4) Les fournisseurs offrent aux clients finals un large choix de modes de paiement ainsi que des modalités de paiement flexibles pour ce qui est du paiement effectif des factures. Ces modes de paiement n’opèrent pas de discrimination indue entre les clients. Toute différence dans la tarification des modes de paiement ou des systèmes de paiement anticipé est objective, non discriminatoire et proportionnée et ne dépasse pas les coûts directs supportés par le bénéficiaire pour l’utilisation d’un mode de paiement ou d’un système de paiement anticipé spécifique, conformément à la loi modifiée du 10 novembre 2009 relative aux services de paiement. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 35. L’article 48 bis de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 1 er , alinéa 1 er , deuxième phrase, les termes ​  « d’ajustement » ​ sont remplacés par les termes ​  « d’équilibrage » ​ ; 2° Au paragraphe 1 er , alinéa 2, les termes ​  « d’électricité acheminée par le réseau » ​ sont insérés entre les termes ​  « la part de marché de fourniture » ​ et les termes ​  « aux clients finals qu’il détient » ​ . ​

Art. 36. L’article 48 ter de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 1 er , alinéa 2, les termes ​  « d’ajustement » ​ sont remplacés par les termes ​  « d’équilibrage » ​ ; 2° Au paragraphe 6, alinéa 1 er , les termes ​  « investissements requis » ​ sont remplacés par les termes ​  « coûts estimés » ​ . ​

Art. 37. L’article 49 de la même loi est modifié comme suit : 1° Les paragraphes 1 bis à 2 sont remplacés par les paragraphes 2 à 7, libellés comme suit : ​ «     (2) La facturation est établie régulièrement par le fournisseur au moins à une cadence annuelle sur la base de la consommation réelle et les informations relatives à la facturation sont communiquées au moins tous les six mois ou une fois par trimestre à la demande du client final ou si le client final a opté pour une facturation électronique. Lorsque le fournisseur perçoit des acomptes provisionnels de ses clients finals entre deux décomptes basés sur la consommation réelle, les modalités pour le calcul de ces acomptes sont communiquées au moins sur le site internet du fournisseur et sont référenciées dans ou avec les factures envoyées aux clients finals. Lorsque le client final dispose d’un compteur intelligent, les informations précises relatives à la facturation fondées sur la consommation réelle sont fournies au moins une fois par mois. Ces informations peuvent également être mises à disposition sur l’internet moyennant accès individuel et sécurisé et sont mises à jour aux mêmes cadences telles que fixées par le règlement grand-ducal pris en exécution de l’article 29, paragraphe (4) et sous réserve de la mise à disposition des données par le gestionnaire de réseau de distribution concerné. Sur demande du client final et jusqu’à sa révocation, le fournisseur indique, sans coûts additionnels, sur chaque décompte la valeur de consommation du compteur à la date du décompte. Lorsque le client final ne dispose pas d’un compteur intelligent et si le gestionnaire de réseau concerné a mis en place un système permettant au client final de relever lui-même régulièrement son compteur et de lui communiquer les données relevées mais n’a pas communiqué le relevé du compteur pour une période de facturation déterminée, la facturation ou les informations relatives à la facturation peuvent se fonder sur la consommation estimée. (3) Les fournisseurs communiquent gratuitement à leurs clients finals les factures et les informations relatives à la facturation et à la consommation d’électricité qui sont précises, faciles à comprendre, claires, concises, accessibles et présentées sous une forme qui facilite la comparaison par les clients finals. À la demande du client final, les factures et les informations relatives à la facturation requises lui sont adressées par voie électronique et une explication claire et compréhensible sur la manière dont la facture a été établie lui est fournie. (4) Les fournisseurs offrent aux clients finals la possibilité d’accéder facilement à des informations complémentaires sur leur consommation passée qui comprennent : a) les données cumulées concernant au moins les trois dernières années ou la durée écoulée depuis le début du contrat de fourniture si celle-ci est d’une durée inférieure. Les périodes couvertes par ces données correspondent à celles pour lesquelles des données de facturation fréquentes ont été produites ; b) les données détaillées en fonction du moment où l’énergie a été utilisée, pour chaque quart d’heure, jour, semaine, mois et année. Ces données sont mises à la disposition du client final sans retard injustifié par voie électronique pour les vingt-quatre derniers mois au minimum ou pour la période écoulée depuis le début du contrat de fourniture, si celle-ci est d’une durée inférieure. (5) Les fournisseurs spécifient dans les factures envoyées aux clients finals, d’une manière bien visible et clairement distincte des autres parties de la facture, les informations essentielles ci-dessous : a) le prix à payer et, lorsque cela est possible, une ventilation du prix ; b) une indication que la contribution au mécanisme de compensation sert exclusivement au financement des régimes d’incitation pour le développement de sources d’énergies renouvelables et de la cogénération à haut rendement et que ceci n’exclut pas que toutes les sources d’énergie peuvent bénéficier également d’incitations en dehors du mécanisme de compensation sans être explicitement renseignées sur la facture ; c) la date à laquelle le paiement est dû ; d) tout futur changement de produit ou de prix, ou encore une remise ainsi que la date à laquelle le changement a lieu. Le prix de l’électricité facturé au client final est la somme des trois composants principaux suivants : le composant « énergie et fourniture », le composant « réseau » et le composant « taxes, prélèvements, redevances et charges ». Les fournisseurs utilisent les définitions des trois composants de cette ventilation établies dans le règlement (UE) 2016/1952 du Parlement européen et du Conseil du 26 octobre 2016 sur les statistiques européennes concernant les prix du gaz et de l’électricité et abrogeant la directive 2008/92/CE pour la présentation de la ventilation du prix dans les factures des clients finals. (6) Les fournisseurs spécifient, dans ou avec les factures envoyées aux clients finals et dans les informations relatives à la facturation de manière bien visible et clairement distincte des autres parties de la facture et des informations relatives à la facturation les informations essentielles ci-dessous : a) la consommation d’électricité au cours de la période de facturation ; b) le nom et les coordonnées du fournisseur, y compris un service d’assistance aux consommateurs (hotline) et une adresse électronique ; c) la dénomination de la formule tarifaire ; d) le cas échéant, la date de fin du contrat ; e) les informations sur la possibilité de changer de fournisseur et sur les avantages qui découlent de ce changement ; f) le numéro de point de livraison ou code d’identification unique du point de fourniture du client final ; g) des informations concernant leurs droits en matière de voies de règlement des litiges à leur disposition en cas de litige ; h) une indication du guichet unique visé à l’article 54, paragraphe (9) ; i) un lien ou une référence à l’endroit où il est possible de trouver les outils de comparaison des offres de fournisseurs visés à l’article 54, paragraphe (10) ; j) la contribution de chaque source d’énergie dans le mix énergétique du produit à l’électricité achetée par le client final au titre du contrat de fourniture d’électricité ; k) le cas échéant, des informations sur la possibilité de conclure un contrat d’électricité à tarification dynamique et des opportunités, des coûts et des risques liés à un tel contrat. (7) Les fournisseurs indiquent dans ou avec les factures ou décomptes périodiques envoyés aux clients finals les informations suivantes qui peuvent également faire l’objet d’une référence claire dans ces documents : a) la contribution de chaque source d’énergie à la totalité des sources d’énergie utilisées par le fournisseur au cours de l’année écoulée et le cas échéant une différenciation selon différents produits offerts d’une manière compréhensible et clairement comparable ; b) des informations concernant l’incidence sur l’environnement, au moins en termes d’émissions de CO 2 et de déchets radioactifs résultant de la production d’électricité à partir du mix énergétique du fournisseur au cours de l’année écoulée ; c) la comparaison, de préférence sous la forme d’un graphique, de la consommation énergétique actuelle du client final avec sa consommation pour la même période au cours de l’année précédente ; d) un renvoi à une liste de données de contact d’associations de défense des consommateurs finals, d’agences de l’énergie ou d’organismes similaires auxquels s’adresser pour obtenir des informations sur les mesures visant à améliorer l’efficacité énergétique qui existent, sur les profils comparatifs d’utilisateurs finals et sur les spécifications techniques objectives d’équipements consommateurs d’énergie. Cette liste est maintenue et publiée par le régulateur. Le régulateur arrête, après consultation publique selon l’article 59, les critères auxquels les organismes doivent répondre pour être recensés sur la liste ; e) la comparaison avec la consommation moyenne d’un client final appartenant à la même catégorie d’utilisateurs et constituant la norme ou la référence, rédigées dans un langage clair et compréhensible, ou une référence à ces informations. ​ ​ ​ ​ ​      » 2° Les paragraphes 3 à 7 sont renumérotés pour devenir les paragraphes 8 à 12. 3° Au paragraphe 3, qui devient le paragraphe 8, les termes ​  « au paragraphe (2) » ​ sont remplacés une première fois par les termes ​  « aux paragraphes (5) à (7) » ​ et une deuxième fois par les termes ​  « au paragraphe (7), points a) et b). » ​ . 4° Le paragraphe 4, qui devient le paragraphe 9, est complété par les termes ​  « ou, sous réserve de l’accord du régulateur, toute autre source appropriée » ​ . 5° Au paragraphe 5, qui devient le paragraphe 10, le terme ​  « clients » ​ est remplacé par les termes ​  « clients finals » ​ . 6° Au paragraphe 7, qui devient le paragraphe 12, les termes ​  « au paragraphe (3) » ​ sont remplacés par les termes ​  « au paragraphe (8) » ​ . ​

Art. 38. À l’article 50, le paragraphe 1 er de la même loi est modifié comme suit : 1° À la lettre a), les termes ​  « paragraphe (2) » ​ sont remplacés par les termes ​  « paragraphe (7) » ​ . 2° À la lettre c), les termes ​  « des produits » ​ sont insérés entre les termes ​  « éventuelles tarifications » ​ et le terme ​  « standard » ​ . ​

Art. 39. À l’article 51, paragraphe (4), de la même loi , les termes ​  « les producteurs et les fournisseurs » ​ sont remplacés par les termes ​  « les acteurs du marché » ​ . ​

Art. 40. L’article 54 de la même loi est modifié comme suit : 1° Le paragraphe 1 er est modifié comme suit : a) À l’alinéa 1 er , les termes ​  « ainsi que les autorités, y compris les autorités de régulation d’États membres voisins » ​ sont insérés entre les termes ​  « y compris l’autorité de concurrence » ​ et les termes ​  « , et sans préjudice de leurs compétences » ​ ; b) À la lettre b), le terme ​  « transfrontaliers » ​ est inséré entre les termes ​  « des marchés régionaux » ​ et le terme ​  « concurrentiels » ​ ; c) La lettre d) est complétée par les termes ​  « et faciliter leur exploitation en relation avec d’autres réseaux énergétiques de gaz ou de chaleur » ​ ; d) À la lettre e), les termes ​  « et installations de stockage d’énergie » ​ sont insérés entre les termes ​  « capacités de production » ​ et les termes ​  « , notamment en supprimant les obstacles » ​ ; e) À la lettre e), les termes ​  « nouveaux venus » ​ sont remplacés par les termes ​  « nouveaux entrants » ​ ; f) À la lettre f), les termes ​  « , en particulier sur le plan de l’efficacité énergétique, » ​ sont insérés entre les termes ​  « les performances des réseaux » ​ et les termes ​  « et favoriser l’intégration du marché » ​ ; g) La lettre g) est complétée par les termes ​  « en étroite coopération avec les autorités de protection des consommateurs concernées » ​ . 2° Le paragraphe 2 est modifié comme suit : a) À la lettre b), les termes ​  « prévues à l’article 2, paragraphe (10) de la présente loi » ​ sont supprimés ; b) La lettre d) est remplacée comme suit : ​ « d) assurer le respect, par les gestionnaires de réseau et, le cas échéant, les propriétaires de réseau, ainsi que par les entreprises d’électricité et les autres acteurs du marché, des obligations qui leur incombent en vertu de la présente loi et des mesures qui en découlent ainsi que du règlement (UE) n° 1227/2011 du Parlement européen et du Conseil du 25 octobre 2011 concernant l’intégrité et la transparence du marché de gros de l’énergie et du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité, des codes de réseau et des lignes directrices adoptés en vertu des articles 59, 60 et 61 du règlement (UE) 2019/943 , et d’autres dispositions applicables du droit de l’Union européenne, notamment en ce qui concerne les questions transfrontalières, ainsi que le respect des décisions de l’Agence ; » ; ​ ​ ​ ​ ​ c) La lettre e) est supprimée ; d) La lettre g) est complétée par les termes suivants : ​  « ou d’autres activités relevant du secteur de l’électricité ou d’autres secteurs » ​ ; e) À la lettre k), les termes ​  « l’impact des contrats d’électricité à tarification dynamique et de l’utilisation de systèmes intelligents de mesure, » ​ sont insérés entre les termes ​  « les systèmes de paiement anticipé, » ​ et les termes ​  « les taux de changement de fournisseur » ​ ; f) À la lettre k), les termes ​  « la relation entre les tarifs appliqués aux ménages et les prix de gros, l’évolution des taxes et redevances prélevés pour le réseau » ​ sont insérés entre les termes ​  « l’exécution de ces services, » ​ et les termes ​  « et les plaintes des clients résidentiels » ​ ; g) À la lettre l), les termes ​  « de grands clients non résidentiels » ​ sont remplacés par les termes ​  « des clients » ​ ; h) La lettre m) est supprimée ; i) À la lettre o), les termes ​  « non discriminatoire » ​ sont insérés entre les termes ​  « garantir l’accès » ​ et les termes ​  « aux données de consommation des clients » ​ ; j) À la lettre t), les termes ​  « selon la procédure de notification visée à l’article 58. Le régulateur peut demander la modification de ces règles. » ​ sont remplacés par les termes ​  « selon la procédure d’acceptation prévue à l’article 57. » ​ ; k) Les lettres u) et v), sont remplacées comme suit : ​ « u) surveiller l’admissibilité des frais de résiliation de contrat qu’un fournisseur ou un agrégateur impose aux clients qui résilient un contrat de fourniture d’électricité ou un contrat de service conformément à l’article 19, paragraphe (4) ; v) surveiller les évolutions du marché et évaluer les risques que les nouveaux produits et services liés aux contrats d’électricité à tarification dynamique pourraient entraîner, et gérer les pratiques abusives en les notifiant le cas échéant à l’autorité de concurrence ; ​ ​ ​ ​ ​ l) Après la lettre v) sont insérées les lettres w) à aa) nouvelles, libellées comme suit : ​ « w) surveiller, pendant une période d’au moins dix ans après que les contrats d’électricité à tarification dynamique sont devenus disponibles, les principales évolutions de ces contrats, y compris les offres du marché et leur impact sur les factures des consommateurs, en particulier le niveau de volatilité des prix, et publier un rapport annuel à cet égard ; x) approuver les produits et la procédure de passation de marché pour les services auxiliaires non liés au réglage de la fréquence visés à l’article 27, paragraphe (7) ; y) assurer que les gestionnaires de réseau de transport mettent à disposition des capacités d’interconnexion dans toute la mesure du possible en vertu de l’article 16 du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité ; z) contrôler et évaluer la performance des gestionnaires de réseau de transport et des gestionnaires de réseau de distribution en ce qui concerne le développement d’un réseau intelligent qui promeut l’efficacité énergétique et l’intégration de l’énergie produite à partir de sources renouvelables, sur la base d’un ensemble limité d’indicateurs et publier un rapport national tous les deux ans, comprenant des recommandations ; aa) contrôler la suppression des obstacles et restrictions injustifiés au développement de l’autoconsommation et des communautés énergétiques. ». ​ ​ ​ ​ ​ 3° Le paragraphe 4, alinéa 1 er est modifié comme suit : a) le terme ​  « fixer » ​ est remplacé par le terme ​  « arrêter » ​ ; b) La lettre b) est précédée par les termes ​  « la communication de marché, y compris » ​ ; c) À la lettre c), les termes ​  « à appliquer aux clients ne disposant pas de compteur à enregistrement de puissance (clients profilés) » ​ sont supprimés. 4° Le paragraphe 6 est abrogé. 5° Le paragraphe 7 est modifié comme suit : a) Les termes ​  « des paragraphes (5) et (6) » ​ sont remplacés par les termes ​  « du paragraphe (5) » ​ ; b) Les termes ​  « , lorsqu’elles ont un effet transfrontalier, » ​ sont insérés entre les termes ​  « non discriminatoires et transparentes et » ​ et les termes ​  « ne peuvent être mises en œuvre » ​ . 6° Après le paragraphe 8, sont insérés les paragraphes 9 et 10 nouveaux, libellés comme suit : ​ «     (9) Le régulateur met en ligne un ou plusieurs guichets uniques afin de fournir aux consommateurs l’ensemble des informations nécessaires concernant leurs droits, la législation en vigueur et les voies de règlement des litiges à leur disposition en cas de litige. (10) Le régulateur met gratuitement à disposition des clients résidentiels, et des clients non résidentiels dont la consommation annuelle estimée est inférieure à 100 000 kilowattheures, un ou plusieurs outils de comparaison des offres de fournisseurs, y compris les offres pour des contrats d’électricité à tarification dynamique. Ces outils répondent au moins aux exigences ci-après : a) ils énoncent les critères clairs et objectifs sur la base desquels la comparaison doit être effectuée, y compris les services, et les publient ; b) ils emploient un langage clair et dénué d’ambiguïté ; c) ils fournissent des informations exactes et à jour et donnent la date et l’heure de la dernière mise à jour ; d) ils sont accessibles aux personnes handicapées en étant perceptibles, exploitables, compréhensibles et robustes conformément à la loi du 28 mai 2019 relative à l’accessibilité des sites internet et des applications mobiles des organismes du secteur public ; e) ils prévoient une procédure efficace pour signaler des informations inexactes quant aux offres publiées ; f) ils effectuent des comparaisons en limitant les données à caractère personnel demandées à celles qui sont strictement nécessaires à la comparaison. Le ou les outils couvrent l’ensemble du marché. Lorsque plusieurs outils couvrent le marché, ils comprennent une gamme d’offres de fourniture d’électricité aussi complète que possible, couvrant une part importante du marché, et lorsque ces outils ne couvrent pas la totalité du marché, ils présentent une mention claire en ce sens, avant l’affichage des résultats. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 41. L’article 55 de la même loi est modifié comme suit : 1° Au paragraphe 2, la première phrase est complétée par le libellé suivant : ​  « en participant notamment aux travaux du conseil des régulateurs de l’Agence, en vertu de l’article 21 du règlement (UE) 2019/942 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 instituant une agence de l’Union européenne pour la coopération des régulateurs de l’énergie » ​ 2° Au paragraphe 3, lettre b), le terme ​  « et » ​ est supprimé à la fin. Le point à la fin de la lettre c) est remplacé par un point-virgule et le paragraphe est complété par deux nouvelles lettres d) et e) libellées comme suit : ​ «     d) coordonner la surveillance conjointe des entités exerçant des fonctions au niveau régional ; e) coordonner, en coopération avec les autres autorités concernées, la surveillance conjointe des évaluations de l’adéquation des ressources à l’échelle nationale, régionale et européenne ; ​ ​ ​ ​ ​      » 3° Après le paragraphe 5, sont insérés les paragraphes 6 à 8 nouveaux, libellés comme suit : ​ «     (6) Le régulateur, en étroite collaboration avec les autres autorités de régulation, assure le respect par le REGRT pour l’électricité et l’entité des GRD de l’Union des obligations qui leur incombent au titre de la présente loi, du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité, des codes de réseau et des lignes directrices adoptés en vertu des articles 59, 60 et 61 du règlement (UE) 2019/943 précité, et d’autres dispositions applicables du droit de l’Union européenne, notamment en ce qui concerne les questions transfrontalières, ainsi que le respect des décisions de l’Agence, et recense conjointement avec les autres autorités de régulation les cas de non-respect par le REGRT pour l’électricité et l’entité des GRD de l’Union de leurs obligations respectives. (7) Le régulateur collabore étroitement avec les autres autorités de régulation régionales de la région d’exploitation du système dans laquelle est établi un centre de coordination régional pour : a) approuver la proposition portant création des centres de coordination régionaux conformément à l’article 35, paragraphe 1 er , du règlement (UE) 2019/943 du Parlement européen et du Conseil du 5 juin 2019 sur le marché intérieur de l’électricité ; b) approuver les coûts liés aux activités des centres de coordination régionaux, lesquels sont pris en charge par les gestionnaires de réseau de transport et sont pris en compte dans le calcul des tarifs, pour autant qu’ils soient raisonnables et appropriés ; c) approuver le processus décisionnel coopératif ; d) garantir que les centres de coordination régionaux sont dotés de tous les moyens humains, techniques, physiques et financiers nécessaires à l’exécution des obligations qui leur incombent ainsi qu’à l’accomplissement de leurs fonctions de manière indépendante et impartiale ; e) proposer, conjointement avec les autres autorités de régulation d’une région d’exploitation du système, des tâches et pouvoirs supplémentaires éventuels à conférer aux centres de coordination régionaux par les États membres de la région d’exploitation du système ; f) assurer le respect des obligations prévues par la présente loi et d’autres dispositions applicables du droit de l’Union européenne, notamment en ce qui concerne les questions transfrontalières, et recenser conjointement les cas de non-respect par les centres de coordination régionaux de leurs obligations respectives. (8) Afin de s’acquitter des missions visées au paragraphe (7) d’une manière efficace et rapide, le régulateur a le droit de : a) demander des informations auprès des centres de coordination régionaux ; b) pour ce qui concerne les centres de coordination régionaux établis sur le territoire du Grand-Duché de Luxembourg, effectuer des inspections, y compris des inspections inopinées, dans les locaux des centres de coordination régionaux ; c) rendre des décisions contraignantes conjointes concernant les centres de coordination régionaux. ​ ​ ​ ​ ​      » ​

Art. 42. À l’article 63, paragraphe 1 er , lettre e), de la même loi , les termes ​  « d’ajustement » ​ sont remplacés par les termes ​  « d’équilibrage » ​ . ​

Art. 43. À l’article 66, paragraphe 2, de la même loi , les termes ​  « , en vue d’une réinjection dans le réseau électrique » ​ sont insérés entre les termes ​  « sous quelque forme énergétique que ce soit » ​ et les termes ​  « et celle pour produire de l’électricité » ​ . ​

Art. 44. Après l’article 74 de la même loi , il est inséré un article 74 bis nouveau, libellé comme suit : ​ «     Art. 74 bis . (1) Après l’entrée en vigueur de la loi du 9 juin 2023 modifiant : 1° la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité ; 2° la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel, les gestionnaires de réseau de distribution continuent à exécuter la mission d’opérateur de l’infrastructure de charge publique conférée sous le régime de l’ancien article 27, paragraphe 13, de la présente loi. Les prescriptions de l’article 27, paragraphe (13), telles qu’introduites par la loi du 9 juin 2023 modifiant : 1° la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité ; 2° la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel, s’appliquent dès l’entrée en vigueur de cette dernière à la mission précitée des gestionnaires de réseau de distribution. (2) Par dérogation à l’article 27, paragraphe (13) tel que modifié par la loi du 9 juin 2023 modifiant : 1° la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité ; 2° la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel, le ministre ayant l’Énergie dans ses attributions initie au plus tard avec l’entrée en vigueur de la loi du 9 juin 2023 modifiant : 1° la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité ; 2° la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel une procédure d’attribution de concession conformément à l’article 27, paragraphe (13), alinéa 5, de la présente loi, à l’exception des dispositions relatives à la réalisation d’une consultation publique. ​ ​ ​ ​ ​      » ​ Chapitre 2 - Modification de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel ​

Art. 45. La loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel est modifiée comme suit : 1° À l’article 1 er , un nouveau paragraphe 10 bis est inséré avec la teneur suivante : ​ «     (10 bis ) « communication de marché » : un échange, par le biais d’une communication électronique et standardisée, entre les gestionnaires de réseau et les autres entreprises de gaz naturel, de toutes les données et informations visées à l’article 27 ter , paragraphe (3), alinéa 1 er , point c), de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité ; ​ ​ ​ ​ ​      » 2° À l’article 1 er , un nouveau paragraphe 33 bis est inséré avec la teneur suivante : ​ «     (33 bis ) « preneur de raccordement » : personne physique ou morale qui est titulaire d’un raccordement au réseau d’un gestionnaire de réseau en vue du prélèvement par un client final ou de l’injection par un producteur de gaz naturel. Cette définition englobe les exploitants d’installations de stockage ; ​ ​ ​ ​ ​      » 3° À l’article 12 ter , paragraphe 6, alinéa 1 er , les termes ​  « investissements requis » ​ sont remplacés par les termes ​  « coûts estimés » ​ . 4° Après l’article 14 bis , sont insérés les articles 14 ter et 14 quater nouveaux, libellés comme suit : ​ «     Art. 14 ter . (1) Chaque fournisseur met en place un ou des accords avec des gestionnaires d’installations de stockage souterrain dans les États membres de l’Union européenne disposant d’installations de stockage souterrain de gaz naturel ou avec d’autres acteurs du marché de l’Union européenne. Ces accords prévoient l’utilisation, au plus tard le 1 er novembre de chaque année, de volumes de gaz naturel stockés dans des installations de stockage souterrain dans des États membres de l’Union européenne disposant d’installations de stockage souterrain de gaz naturel correspondant à au moins 15 pour cent de la fourniture annuelle moyenne de gaz naturel des cinq années précédentes de ce fournisseur à ses clients finals situés sur le territoire du Grand-Duché de Luxembourg. (2) Chaque fournisseur fournit au plus tard le 1 er novembre de chaque année les informations suivantes au ministre : a) les volumes annuels des cinq dernières années de gaz naturel fournis à ses clients finals situés sur le territoire du Grand-Duché de Luxembourg ; b) les volumes de gaz naturel, par État membre de l’Union européenne, couverts par des accords avec des gestionnaires d’installations de stockage souterrain ou d’autres acteurs du marché, qui sont prévus d’être stockés au 1 er novembre de l’année en cours en vue d’être utilisés à partir de cette même date en exécution des accords visés au paragraphe (1). (3) Le ministre peut demander à tout moment aux fournisseurs de fournir des pièces justificatives lui permettant d’apprécier la véracité des informations fournies en vertu du paragraphe (2). Art. 14 quater . (1) Lorsque le ministre constate qu’un fournisseur n’a pas rempli ou n’a pas entièrement rempli les obligations prévues à l’article 14 ter , il peut frapper ce fournisseur d’une ou de plusieurs des sanctions suivantes : a) un avertissement ; b) un blâme ; c) une amende d’ordre de 10 à 35 euros par mégawattheure de gaz naturel non couvert par des accords en application de l’obligation de l’article 14 ter , paragraphe (1). L’amende ne peut être prononcée que pour autant que les manquements visés ne fassent pas l’objet d’une sanction pénale. (2) Le ministre procède à la recherche des manquements visés au paragraphe (1). Il ne peut toutefois se saisir ou être saisi de faits remontant à plus de trois ans s’il n’a été fait aucun acte tendant à leur recherche, à leur constatation ou à leur sanction. (3) En cas de constatation d’un fait susceptible de constituer un manquement visé au paragraphe (1), le ministre engage une procédure contradictoire dans laquelle la personne concernée a la possibilité de consulter le dossier et de présenter ses observations écrites ou verbales. La personne concernée peut se faire assister ou représenter par une personne de son choix. À l’issue de la procédure contradictoire, le ministre peut prononcer à l’encontre de la personne concernée une ou plusieurs des sanctions visées au paragraphe (1). (4) Les décisions prises par le ministre à l’issue de la procédure contradictoire visée ci-dessus sont motivées et notifiées à la personne concernée et sont rendues publiques tout en préservant la confidentialité des informations commercialement sensibles. (5) Les décisions prises par le ministre en vertu du paragraphe (4) sont susceptibles d’un recours en réformation devant le tribunal administratif. (6) La perception des amendes d’ordre par le ministre est confiée à l’Administration de l’enregistrement, des domaines et de la TVA. ​ ​ ​ ​ ​      » 5° À l’article 19, les paragraphes 1 er et 2 sont remplacés comme suit : ​ «     (1) En cas de crise soudaine sur le marché de l’énergie et de menace réelle et imminente pour la sécurité physique ou la sûreté des personnes, des appareils ou installations, ou encore pour l’intégrité du réseau, des mesures de réduction de consommation, de réduction d’exportation aux points d’interconnexion et de déconnexion technique d’une partie du réseau de gaz peuvent être prises par règlement grand-ducal après avoir demandé les avis du Commissaire du Gouvernement à l’Énergie et de l’autorité de régulation. (2) Les mesures visées au paragraphe (1) doivent provoquer le moins de perturbations possibles dans le fonctionnement du marché intérieur du gaz naturel. Elles doivent être adéquates et ne doivent pas excéder la portée et la durée strictement indispensables pour remédier aux difficultés soudaines qui se sont manifestées. ​ ​ ​ ​ ​      » 6° À l’article 33, paragraphe 1 er , une nouvelle lettre g) est ajoutée à la fin avec la teneur suivante : ​ «     g) prend les mesures nécessaires pour garantir une communication de marché efficace. Il est tenu de donner son soutien au développement équitable, harmonieux et équilibré du marché du gaz naturel au Grand-Duché de Luxembourg. La communication de marché est gérée par la plateforme informatique visée à l’article 27 ter de la loi modifiée du 1 er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité. Elle est intégrée dans cette plateforme conformément au calendrier visé à l’article 27 ter , paragraphe (10) de cette même loi . Les entreprises de gaz naturel utilisent impérativement l’identifiant unique visé à l’article 27 ter , paragraphe (6), alinéa 2, de la loi précitée du 1 er août 2007 lorsqu’elles transmettent des données dans le cadre de la communication de marché. Les modalités pratiques et procédurales relatives à la communication de marché sont arrêtées par l’autorité de régulation après une procédure de consultation organisée conformément à l’article 55. ​ ​ ​ ​ ​      » Mandons et ordonnons que la présente loi soit insérée au Journal officiel du Grand-Duché de Luxembourg pour être exécutée et observée par tous ceux que la chose concerne. Le Ministre de l’Énergie, Claude Turmes Château de Berg, le 9 juin 2023. Henri Doc. parl. 7876 ; sess. ord. 2020-2021, 2021-2022 et 2022-2023 ; Dir. (UE) 2019/944 .