L'article 2 de l'arrêté du Gouvernement wallon du 30 novembre 2006 relatif à la promotion de l'électricité produite au moyen de sources d'énergie renouvelables ou de cogénération, modifié en dernier lieu par l'arrêté du Gouvernement wallon du 24 novembre 2022, est complété par le 34° rédigé comme suit :

« 34° « débit moyen d'injection de biométhane » : exprimé en Nm ³/h, le débit moyen d'injection de biométhane correspond au rapport entre le volume de biométhane injectée sur une période comprise entre deux relevés de compteurs pouvant donner lieu à l'octroi de LGO gaz SER et le nombre d'heure de cette période. ».

Dans l'article 15decies, § 2, alinéa 3, 3°, du même arrêté, modifié par l'arrêté du Gouvernement wallon du 4 avril 2019, les mots « visée à l'annexe 14, » sont insérés entre les mots « sur proposition du Ministre, » et les mots « se basant sur la performance ».

Dans le même arrêté, il est inséré une annexe 14 rédigée comme suit :

« Annexe n°14. Méthodologie de calcul du taux d’octroi de certificats verts additionnels pour l’injection de biométhane, article 15decies.

1° OBJET

La présente annexe expose la méthodologie de calcul appliquée ainsi que les caractéristiques technico-économiques retenues pour la détermination du taux d’octroi de certificats verts additionnels aux installations de cogénération fossile souhaitant bénéficier de l’article 15decies par le biais de l’utilisation spécifique des labels de garantie d’origine gaz SER.

2° TAUX D’OCTROI DES CERTIFICATS VERTS

Le nombre de certificats verts octroyés aux installations de cogénération fossile utilisant des labels de garantie d’origine gaz SER, bénéficiant du taux d’octroi de certificats verts additionnels, est déterminé par les formules suivantes :

Avec :
E_enp :                        l’électricité nette produite en MWh_e, limitée à la première tranche de 20 MW_e ;

plafond :                  le taux d’octroi maximum défini par l’article 38 du décret du 12 avril 2001 relatif à l’organisation du marché régional de l’électricité ;

t_{CV, régime initial} : le taux d’octroi applicable selon le régime initial de l’installation de cogénération fossile ;

t_{CV, additionnel} :   le taux d’octroi de certificats verts additionnels, se basant sur la performance environnementale du gaz issu de renouvelables reprise sur les LGO gaz SER utilisés qui implique une économie virtuelle supplémentaire de CO₂, la fraction du combustible de l’installation de production d’électricité verte substitué et les conditions de marché.

3° TAUX D’OCTROI DE CERTIFICATS VERTS ADDITIONNELS

Le taux d’octroi de certificats verts additionnels se définit comme suit :

Avec :
Gain_CO2 :         le gain relatif d’émissions de CO₂ du gaz SER par rapport au gaz.

            Ce facteur est déterminé comme suit :

GainCO2=NGN-NG SERNGN*αe,réfαe

Avec :
N_GN :                                        le coefficient d’émission de CO₂ du gaz naturel, soit deux cent cinquante et un kg CO₂/MWh_p PCI ;

N_{G SER} :           le coefficient d’émission de CO₂ du gaz issu de source renouvelable, exprimé en kg CO₂/MWh_p PCI et équivalent au coefficient repris par le label de garantie d’origine gaz SER, exprimé en kg CO₂/MWh_p PCS, sur base d’un rapport PCS_{G SER}
/ PCI_{G SER} de 1,111 ;

αe, réf :                                               le rendement électrique de référence d’une centrale au gaz naturel, soit cinquante-cinq pour cent ;

αe :                                                      le rendement électrique de l’installation de cogénération fossile utilisant les LGO gaz SER ;
X_{G SER} :                     la fraction de biométhane dans l’énergie entrante de l’installation de cogénération, et correspondant au quotient de l’énergie entrante liée au nombre de labels de garantie d’origine gaz SER annulés, par l’énergie entrante totale. Ces deux énergies sont toutes deux exprimées en PCI. Le coefficient X_{G SER} est déterminé comme suit :

XG SER=NLGO*PCIG SERPCSG SEREe

                                                          
                                                           Avec :
                                                 N_LGO :                       le nombre de LGO gaz SER annulés par le producteur d’électricité verte en vue de bénéficier du taux d’octroi de certificats verts additionnels ;

                                                 PCS _G SER :    le pouvoir calorifique supérieur du gaz SER ;

                                                 PCI _{G SER} :     le pouvoir calorifique inférieur du gaz SER ;
                                                
                                                 E :                 l’énergie entrante, soit l’ensemble des énergies primaires consommées par l’installation de production d’électricité, établies sur base de leur PCI ;

Βn,t :   le coefficient économique tenant compte des conditions de marché du gaz naturel.

Le coefficient économique Βn,t  est composé comme suit :

βn,t=qECO*Δgaz,n,t

Avec :
q_ECO :                        le facteur économique déterminé par le Gouvernement en fonction de la typologie de l’installation de production de biométhane, du fait qu’elle est  neuve ou qu’elle correspond à une extension et de son débit moyen de biométhane, comme suit :

	≤ 750 Nm3/h (1)	> 750 Nm3/h (1)
Installation neuve (2)	2,6	2,25
Extension d'installation existante (3)	2,6	2,25
TRI, CET, STEP (4)	0	0

1. Précise le seuil de débit moyen de biométhane. Le débit moyen d’injection de biométhane d’une installation est calculé lors de chaque octroi des LGO gaz SER Dès lors qu’une installation donnée initialement neuve ou en extension voit son débit moyen d’injection de biométhane dépasser le seuil pivot, celle-ci se verra appliquer le q_ECO de la catégorie correspondant au débit moyen d’injection de biométhane calculé pour la période correspondante.

L’utilisation d’un seuil vise à tenir compte du facteur d’échelle dont bénéficie un projet de taille plus importante, dont le coût de production est supposé inférieur à celui d’un projet de plus petite taille. Le seuil de 750Nm³/h est fixé.

2. Une installation neuve est une installation sur le site de laquelle un digesteur est installé n’est pas préexistant.

3. Une installation qui ne répond pas à la définition d’installation neuve est considérée comme une extension d’installation existante.

4. Les sites de production de biogaz issu de centre d’enfouissement technique CET, de centre de tri ou de traitement de déchets ménagers TRI et de traitement des eaux usées STEP ne bénéficient pas du mécanisme d’octroi de certificats verts additionnels défini à l’article 15decies.

Δgaz,n,t  :                  le facteur déterminé trimestriellement par l’Administration, qui prend en compte la variation du prix spot day-ahead du gaz naturel sur le marché. Ce coefficient est déterminé de manière à être égal à 1 en 2019, et ce en fonction d’un prix spot day-ahead du gaz naturel moyen de 13,46 EUR/MWh PCS. Lorsque le prix spot day-ahead sur le marché du gaz naturel dépasse le prix moyen de 13,46 EUR/MWh PCS, le facteur Δgaz est amené à réduire le profit total réalisé par le producteur de biométhane, jusqu’à atteindre un profit tiré de l’octroi additionnel de certificats verts nul lorsque le prix spot day-ahead du gaz naturel sur le marché atteint une valeur plafond. A l’inverse, en dessous de cette valeur, le facteur Δgaz augmente de manière à garantir le niveau de soutien minimum ciblé.

Le facteur Δgaz,n,t , applicable pour le trimestre t de l’année n , se calcule de la manière suivante :

Δgaz,n,t=max 0;PM-ZTPSpot, t-1PM-Pm

Avec :
P_M                                                              le prix du gaz naturel à partir duquel il est admis que le producteur de biométhane n’a plus besoin de soutien additionnel pour assurer la rentabilité de son unité de production. Pour 2019, la valeur de ce paramètre P_M0 est fixée à 85 EUR/MWh_gaz.

Pour déterminer la valeur actuelle de P_M, il convient d’indexer le P_M0 selon la formule suivante :

PM=PM0×I

Le paramètre d’indexation I se calcule de la manière suivante :

I=0,4+(0,2 ×ICHTn,t-1ICHTn0,t0)+(0,2×IPPIND-n,t-1IPPIND-n0,t0)+(0,1 ×IPPDEGVAC-n,t-1IPPDEGVAC-n0,t0)+(0,1 ×IPAE-n,t-1IPAE-n0,t0)

Où :

1. ICHT_n,t-1 : correspond à l’indice du coût de la main d’œuvre dans le secteur de la production et de la distribution d’électricité, de gaz, de vapeur et d’air conditionné en Belgique, publié sur Statbel, pour le trimestre précédent le trimestre t pour lequel le Δ_gaz,n,t est calculé ;

2. ICHT _n0,t0 : correspond à l’indice du coût de la main d’œuvre dans le secteur de la production et de la distribution d’électricité, de gaz, de vapeur et d’air conditionné en Belgique, publié sur Statbel,  au 1^er trimestre 2019, c’est-à-dire 97,77 ;

3. IPP_IND-n,t-1 : correspond à la moyenne des indices des prix à la production de l’industrie hors construction en Belgique, publié sur Statbel,  pour le trimestre précédent le trimestre t pour lequel le Δ_gaz,n,t est calculé ;

4. IPP_IND-n0,t0 : correspond à la moyenne des indices des prix à la production de l’industrie hors construction en Belgique, publié sur Statbel,  pour le 1^er trimestre 2019, c’est-à-dire 117,87 ;

5. IPPD_EGVAC-n,t-1 : correspond à la moyenne des indices des prix à la production et à la distribution d’électricité, de gaz, de vapeur et d’air conditionné en Belgique, publié sur Statbel,  pour le trimestre précédent le trimestre t pour lequel le Δ_gaz,n,t est calculé ;

6. IPPD_EGVAC-n0,t0 : correspond à la moyenne des indices des prix à la production et à la distribution d’électricité, de gaz, de vapeur et d’air conditionné en Belgique, publié sur Statbel,  pour le 1^er trimestre 2019, c’est-à-dire 158,3 ;

7. IPA_E-n,t-1 : correspond à la moyenne des indices mensuels des prix à la production des produits agricoles et horticoles en Belgique, publié sur Statbel,  pour le trimestre précédent le trimestre t pour lequel le Δ_gaz,n,t est calculé ;

8. IPA_E-n0,t0 : correspond à la moyenne des indices mensuels des prix à la production des produits agricoles et horticoles en Belgique, publié sur Statbel,  pour le 1^er trimestre 2019, c’est-à-dire 112,09 ;

P_m :     la moyenne arithmétique des prix spot day-ahead du gaz naturel sur le marché sur une année complète, s’étendant du 1^er janvier 2019 au 31 décembre 2019, soit 13,46 EUR/MWh_gaz¹ ;

ZTP_{spot, t-1} :    la moyenne arithmétique des prix spot day-ahead EEX Gas Day Ahead ZTP de clôture sur le marché SPOT sur le trimestre t-1 précédent le trimestre pour lequel le Δ_gaz,n,t est calculé. Les périodes de référence sont les suivantes :

1° du 1^er octobre n-1 au 31 décembre n-1 pour le 1^er trimestre n ;
2° du 1^er janvier n au 31 mars n pour le 2^e trimestre n ;
3° du 1^er avril n au 30 juin n pour le 3^e trimestre n ;
4° du 1^er juillet n au 30 septembre n pour le 4^e trimestre n.

Le facteur Δgaz_,n,t s’applique au prorata entre les différents trimestres concernés  lorsque la période de production considérée couvre plusieurs trimestres qui donnent lieu à une révision du facteur Δgaz_,n,t.
 

Le Ministre qui a l'énergie dans ses attributions est chargé de l'exécution du présent arrêté.