Le champ d'application visé à l'annexe 14 de l'arrêté du 30 novembre 2006, tel que modifié en dernier lieu par l'arrêté du 20 décembre 2023, entre en vigueur à compter du 1^er janvier 2024 ;

L'annexe 14 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, insérée par l'arrêté du Gouvernement wallon du 20 décembre 2023, est remplacée par ce qui suit :

« Annexe 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 de l’arrêté du Gouvernement wallon du 30 novembre 2006 via l’utilisation spécifique de Garanties d’Origine gaz SER.

2. TAUX D’OCTROI DES CERTIFICATS VERTS

Le nombre de certificats verts octroyés aux installations de cogénération fossile qui utilisent des Garanties d’Origine gaz SER, qui bénéficient du taux d’octroi de certificats verts additionnels, est déterminé par les formules suivantes :

1. CV= tCV× Eenp

   
                                                                    [CV]

2. tCV=min (plafond ; tCV, régime initial+tCV, additionnel)

   
       [CV/MWh_e]

Avec :

E_enp                          l’électricité nette produite (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, qui se base sur la performance environnementale du gaz issu de renouvelables reprise sur les GO gaz SER utilisés, 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 est défini comme suit :

1. 3. tCV,additionnel=GainCO2*XG SER*βn,t

      
                                                [CV/MWhe]

Avec :

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

            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 251 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 la 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 GO 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 Garanties 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=NGO*PCIG SERPCSG SEREe
                                                           Avec :

                                                 N_GO               le nombre de GO 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 ;
                                                
                                                 Ee,                 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 notamment 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 ,     facteur économique déterminé par le Gouvernement en fonction de la typologie de l’installation de production de biométhane, du fait qu’elle soit neuve ou qu’elle corresponde à une extension et de sa capacité d’injection, 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 GO gaz SER.

Dès lors qu’une installation donnée initialement catégorisée dans la catégorie 0-750 Nm³/h, voit son débit moyen d’injection de biométhane dépasser le seuil pivot, celle-ci se verra appliquer un q_ECO de 0 pour la quantité de gaz mesurée dépassant ce seuil.

Dès lors qu’une installation donnée initialement catégorisée dans la catégorie > 750 Nm³/h, voit son débit moyen d’injection de biométhane être inférieur au seuil pivot, celle-ci se verra appliquer le q_ECO prévu pour cette catégorie, c’est-à-dire 2,25, pour l’ensemble de sa production de biométhane.

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 aucun digesteur n’est préexistant et qui en installe un ;

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, en abrégé CET, de centre de tri ou de traitement de déchets ménagers, en abrégé TRI, et de traitement des eaux usées, en abrégé 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 du gaz naturel de 19,16 EUR/MWh PCS. Lorsque le prix spot day-ahead sur le marché du gaz naturel dépasse le prix moyen de 19,16 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 forward 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-1PM0-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 P_M0 selon la formule suivante :
PM=PM0×I

Le paramètre d’indexation I se calculant 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 :

• 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 ;

• 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 ;

• 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 ;

• 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 ;

• 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 ;

• 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 ;

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

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

P_m       prix de référence du gaz naturel en 2019 lors de la détermination des paramètres économiques de la méthodologie, soit 19,16 EUR/MWh_gaz ;

ZTP_{spot, t-1}      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 : du 1^er octobre n-1 au 31 décembre n-1 pour le 1^er trimestre n ; du 1^er janvier n au 31 mars n pour le 2^e trimestre n ; du 1^er avril n au 30 juin n pour le 3^e trimestre n ; du 1^er juillet n au 30 septembre n pour le 4^e trimestre n.

Lorsque la période de production considérée couvre plusieurs trimestres ayant donné lieu à une révision du facteur Δgaz,n,t , le facteur est appliqué au prorata entre les différents trimestres concernés. ». 

 

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