J.O. 233 du 6 octobre 2005
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Décision du 23 septembre 2005 approuvant les tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité
NOR : INDI0505749S
Le ministre de l'économie, des finances et de l'industrie et le ministre délégué à l'industrie,
Vu la loi no 2000-108 du 10 février 2000 modifiée relative à la modernisation et au développement du service public de l'électricité, et notamment son article 4 ;
Vu le décret no 2001-365 du 26 avril 2001 relatif aux tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité ;
Vu la proposition tarifaire de la Commission de régulation de l'énergie pour l'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité en date du 29 juillet 2005, modifiée en date du 7 septembre 2005, adressée au ministre de l'économie, des finances et de l'industrie et au ministre délégué à l'industrie, Décident :
Article 1
La proposition susvisée de la Commission de régulation de l'énergie est approuvée. Les tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution, annexés à la présente décision, entrent en vigueur au 1er janvier 2006.Article 2
La présente décision sera publiée au Journal officiel de la République française.
Fait à Paris, le 23 septembre 2005.
Le ministre délégué à l'industrie,
François Loos
Le ministre de l'économie,
des finances et de l'industrie,
Thierry Breton
A N N E X E
EXPOSÉ DES MOTIFS
I. - INTRODUCTION
Conformément aux dispositions de l'article 4 de la loi no 2000-108 du 10 février 2000 modifiée, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) propose au Gouvernement de nouveaux tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité destinés à se substituer aux tarifs en vigueur approuvés par le décret no 2002-1014 du 19 juillet 2002 et entrés en application le 1er novembre 2002. La durée d'application de ces tarifs va vraisemblablement dépasser trois ans alors que la CRE les avait conçus pour une durée d'application limitée à douze ou dix-huit mois compte tenu de l'imprécision des comptes des opérateurs utilisés pour les établir.
Les tarifs d'utilisation des réseaux doivent maintenant être établis conformément aux dispositions de l'article 4 du règlement européen no 1228/2003 du 26 juin 2003 qui est entré en application le 1er juillet 2004. Selon ce règlement, les redevances d'accès aux réseaux « sont transparentes, prennent en considération la nécessité de garantir la sécurité des réseaux et reflètent les coûts effectivement engagés dans la mesure où ils correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace... ». Ces caractéristiques ne sont pas toutes respectées par les tarifs actuellement en vigueur.
La CRE dispose désormais d'informations plus précises sur les charges des gestionnaires de réseaux publics grâce aux audits menés sur les coûts techniques des réseaux, ainsi qu'à l'évaluation des conséquences des dispositions de la loi no 2004-803 du 9 août 2004 en matière de financement des retraites des employés des industries électriques et gazières et des changements de périmètre des actifs de transport et de distribution d'électricité.
La mise en place par la CRE de contrôles externes des comptes des activités de réseaux et l'instauration par la loi no 2005-781 du 13 juillet 2005 d'une simplification des procédures de mise en oeuvre des propositions tarifaires de la CRE permettront de procéder à l'avenir à des révisions tarifaires tenant compte plus rapidement de l'évolution réelle des charges et des produits des gestionnaires de réseaux. Ces révisions permettront en particulier d'établir un partage équitable des gains de productivité des gestionnaires de réseaux entre ces entreprises, leurs clients et leurs actionnaires.
Pour mieux se conformer aux exigences du règlement européen du 26 juin 2003, la présente proposition de tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité vise à accroître la transparence des tarifs, notamment en matière de comptage et de coûts de gestion, à refléter plus précisément les coûts supportés par les gestionnaires de réseaux, à faciliter la mise en oeuvre des règles tarifaires et à préciser certains dispositifs optionnels afin de prévenir d'éventuels traitements discriminatoires entre utilisateurs de réseaux.
Pour préparer cette proposition, la CRE a consulté les principaux gestionnaires de réseaux concernés à partir du premier trimestre 2003. Au premier trimestre 2004, elle a également procédé à une consultation publique sur les principes tarifaires qu'elle envisageait d'appliquer. Les contributions reçues et les auditions conduites le 8 avril 2004 lui ont permis de recueillir les opinions de gestionnaires de réseaux, de producteurs, de fournisseurs et de consommateurs. Sur cette base, la CRE a préparé des règles tarifaires comprenant la mise à jour des niveaux tarifaires applicables aux différentes catégories d'utilisateurs. Ces règles ont fait l'objet d'une nouvelle consultation publique lancée le 4 juillet 2005 et d'auditions des différentes catégories d'acteurs concernés pendant le mois de juillet 2005.
La présente proposition est conçue pour entrer en vigueur au 1er janvier 2006. Son entrée en vigueur sera favorable à la concurrence entre fournisseurs sur le marché ouvert. En effet, dans l'élaboration de cette nouvelle proposition, la CRE s'est particulièrement attachée à ce que les tarifs d'utilisation des réseaux soient fondés sur l'analyse des coûts techniques des différentes activités afin de prévenir les subventions croisées entre activités réglementées et activités en concurrence.
La consultation publique menée en juillet 2005 a permis de conclure à la possibilité technique d'une mise en oeuvre à cette date dans la mesure où les règles applicables seraient publiées avec une anticipation suffisante pour permettre à toutes les parties prenantes de s'y préparer.
Compte tenu des incertitudes sur le coût des procédures qui seront retenues pour mettre en oeuvre l'ouverture à la concurrence de tout le marché de la fourniture d'électricité au 1er juillet 2007, la CRE estime que les règles tarifaires devront être à nouveau adaptées vers la fin de 2007. Sa proposition est donc conçue pour une durée de deux ans.
II. - CADRE DE RÉGULATION
ET PRINCIPALES ÉVOLUTIONS TARIFAIRES
Les différentes consultations menées par la CRE ont montré le souhait de nombreuses parties prenantes que le tarif d'utilisation des réseaux fasse apparaître les coûts réels des différentes activités assurées par les gestionnaires de réseaux publics. Ces activités comprennent, d'une part, l'exploitation et la maintenance du réseau, son développement et son adaptation, et, d'autre part, la gestion de certaines relations contractuelles, le comptage et la mesure des paramètres d'utilisation du réseau.
Le retour d'expérience de l'application de la première proposition de tarification de la CRE a permis d'identifier des besoins d'amélioration, en premier lieu, dans la rédaction des règles tarifaires et, en second lieu, dans la définition du périmètre des dispositifs tarifaires devant être réglementés afin de garantir l'absence de discrimination. La CRE ayant été saisie de plusieurs règlements de différends sur les notions d'alimentations de secours et d'alimentations complémentaires, celles-ci sont désormais précisément définies. Ce retour d'expérience a aussi confirmé la nécessité de préciser les dispositifs spécifiques applicables aux gestionnaires de réseaux publics de distribution.
La CRE s'est fondée également sur les conclusions des audits menés sur les comptes dissociés des exercices 2000 et 2002 d'EDF, ainsi que sur les comptes de 2003.
Par ailleurs, la présente proposition de règles tarifaires prend en compte les évolutions de l'organisation du secteur intervenues à l'occasion de l'ouverture à la concurrence pour les clients non-résidentiels depuis le 1er juillet 2004 :
- prise en charge de la gestion de la plupart des relations clientèle par les fournisseurs dans le cadre du contrat GRD-fournisseur ;
- possibilité offerte aux utilisateurs de demander l'installation de dispositifs de comptage plus adaptés à leurs besoins et d'être propriétaires de leur dispositif de comptage ;
- mise en place de mécanismes de responsable d'équilibre et de profilage ;
- facturation par les gestionnaires des réseaux publics, selon un barème de prix public, transparent et applicable sans discrimination, de certaines prestations complémentaires, dont les coûts étaient auparavant partiellement inclus dans les charges couvertes par les tarifs réglementés, sans que le statut de ces prestations ait été clairement défini.
La proposition tient compte des évolutions introduites par la loi du 9 août 2004 et le règlement européen du 26 juin 2003. Elles concernent les actifs inclus dans les périmètres du transport et de la distribution, le montant des charges de retraites supportées par les opérateurs de réseau ainsi que les recettes résultant des mécanismes de gestion des congestions aux interconnexions internationales.
Pour établir cette proposition, la CRE a procédé à une évaluation des coûts et des recettes prévisionnels du réseau de transport pour 2006 et 2007, période d'application envisagée pour cette proposition. En revanche, pour la distribution, seule l'année 2006 a été retenue en raison des modifications d'organisation et de modes opératoires attendues en 2007 à l'occasion de l'ouverture à la concurrence de la fourniture pour les clients résidentiels.
Les coûts d'infrastructures se décomposent en charges d'exploitation nécessaires au bon fonctionnement et à la maintenance des réseaux et installations, et en charges de capital (rémunération et amortissement des biens utilisés au titre des activités de transport et de distribution).
Les taux de croissance annuels des soutirages des utilisateurs de réseaux entre 2004 et 2007 pris en compte dans les calculs ont été estimés sur la base des taux de croissance constatés sur la période récente, corrigés des aléas climatiques, et des prévisions des gestionnaires de réseaux publics pour les années 2006 et 2007. Il est de 1,5 % pour le réseau de transport et de 2 % pour les réseaux de distribution. Pendant la durée d'application du nouveau tarif qui résultera de la présente proposition, des contrôles de l'évolution du niveau des charges et produits ainsi que des taux de croissance des soutirages constatés seront effectuées par la CRE, dans le cadre de l'article 33 de la loi du 10 février 2000 modifiée.
La prise en compte de l'ensemble de ces éléments conduit à une évolution des tarifs comportant une baisse relative de la basse tension par rapport aux autres niveaux de tension, principalement du fait du transfert vers le fournisseur d'une partie des coûts de gestion, de l'externalisation de prestations complémentaires dans le catalogue visé au B.14 ci-après, du correctif au titre des audits des comptes 2000 et 2002 et d'une répartition plus pertinente des coûts de réseaux entre le domaine de tension HTA et BT.
III. - NIVEAU DES TARIFS
A. - Couverture des coûts supportés
par les gestionnaires des réseaux publics
Les principes et les principales hypothèses retenues par la CRE pour estimer les charges futures sont les suivants :
1. Charges de capital
Les charges de capital sont constituées de la somme d'une rémunération financière et des amortissements.
a) Rémunération financière :
Assiette de rémunération :
Les bases d'actifs de RTE et EDF Réseau Distribution (ERD) s'entendent après transferts d'actifs entre le réseau public de transport (RPT) et les réseaux publics de distribution (RPD).
Pour le gestionnaire du réseau public de transport (RTE) :
La valeur de la base d'actifs régulée de RTE correspond à la valeur nette comptable de ses actifs (hors immobilisations financières) au 1er janvier de l'année diminuée des subventions d'investissement prévisionnelles de l'exercice. Elle tient compte d'un besoin en fonds de roulement (BFR) dont le niveau normatif est de - 50 MEUR. Le montant de la base d'actifs régulée estimée au 1er janvier 2006 et retenue pour fixer le niveau du tarif est de 10 799 MEUR (11 075 MEUR en moyenne pour 2006-2007).
Ces montants de base d'actifs incorporent des montants d'investissement de 915 MEUR en 2006 et de 845 MEUR en 2007. La réalisation de cette prévision d'investissement est conditionnée aux procédures d'investissement applicables au réseau public de transport qui comprennent l'approbation des programmes annuels par la CRE.
Pour le gestionnaire des réseaux publics de distribution (ERD) :
La valeur de la base d'actifs régulés d'ERD est calculée à partir de la valeur nette comptable des immobilisations diminuée des financements initiaux des concédants arrêtés au 31 décembre 2004 à hauteur de 11 300 MEUR.
Après cette date, les actifs mis en service à partir du 1er janvier 2005 entrent dans la base d'actifs régulés pour la totalité de leur montant. En contrepartie, les charges de capital sont diminuées du montant des financements des concédants de l'année. Le niveau du besoin en fonds de roulement normatif est nul.
Le montant de la base d'actifs régulée estimée au 1er janvier 2006 et retenue pour fixer le niveau du tarif est de 26 324 MEUR. Ces montants de base d'actifs incorporent un montant d'investissement de 2 300 MEUR en 2006, dont 1 500 MEUR de financement prévus par EDF. La réalisation de cette prévision d'investissement est conditionnée aux procédures d'investissement et à la réglementation applicables aux réseaux publics de distribution.
Taux de rémunération :
Le taux de rémunération des actifs est appréhendé par la mesure du coût moyen pondéré du capital (CMPC) et se situe, pour la présente période de régulation, à 7,25 % nominal avant impôt pour RTE et ERD. Le tableau ci-dessous détaille les valeurs utilisées pour apprécier ce taux.
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
n° 233 du 06/10/2005 texte numéro 30
b) Amortissements :
Les amortissements constitutifs des charges de capital sont les amortissements industriels. Ces charges tiennent compte de l'ensemble des investissements prévus par ERD pour l'année 2006 et, pour RTE, des années 2006 et 2007. La réalisation de cette prévision d'investissement est conditionnée aux procédures d'investissement des organismes concernés.
2. Charges d'exploitation
a) Coût de l'énergie de compensation des pertes d'énergie :
Les gestionnaires des réseaux publics de transport et de distribution achètent l'énergie nécessaire à la compensation de leurs pertes d'énergie pour l'essentiel sur le marché. Les niveaux des charges correspondantes pour les années de référence du tarif ont été estimés à partir des indices de prix de marché constatés et des courbes de charge des pertes des gestionnaires de réseaux publics de transport et de distribution.
Pour ERD, le volume des pertes retenu tient compte d'objectifs de réduction des pertes non techniques qui s'échelonnent de 0,5 % à 1,5 % selon le territoire concerné.
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
n° 233 du 06/10/2005 texte numéro 30
Pour RTE, les estimations retenues sont les suivantes :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
n° 233 du 06/10/2005 texte numéro 30
b) Coûts des services système :
Le tarif d'utilisation du réseau public de transport couvre les coûts liés à la constitution des réserves primaires et secondaires de réglage fréquence-puissance active et de réglage de tension-puissance réactive.
Le coût pour RTE de la compensation d'énergie réactive nécessaire au réglage de la tension est fondé sur les contrats d'acquisition des services auxiliaires signés entre RTE et les fournisseurs d'énergie réactive pour la période 2006-2007. De même, le coût des services de réglage de fréquence-puissance active pris en compte dans la présente proposition tarifaire est fondé sur les contrats d'acquisition des services auxiliaires signés par RTE pour la période 2006-2007. Le tableau suivant indique les montants retenus pour ces deux postes.
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
n° 233 du 06/10/2005 texte numéro 30
c) Impôts et taxes :
Le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité proposé tient compte d'une estimation de l'augmentation des impôts et taxes auxquels sont soumis les gestionnaires des réseaux publics. L'estimation retenue dans la construction tarifaire est fondée sur des taux moyens glissants à trois ans. Ces taux sont de 6,0 % pour 2005, 6,6 % pour 2006 et 7,0 % pour 2007. Le transfert de la charge fiscale afférente aux actifs transférés du RPT au RPD à partir de 2006 est pris en compte.
d) Coût de gestion des contrats :
Les coûts de gestion des contrats sont constitués des coûts liés à l'accueil des utilisateurs de réseaux, à la gestion des dossiers des utilisateurs, à la facturation, au recouvrement et aux impayés.
Ces coûts sont établis sur la base de l'analyse des comptes des gestionnaires de réseau qui font apparaître une différence entre les coûts exposés dans le domaine de tension HTB et dans le domaine de tension HTA.
Le dispositif proposé par la CRE différencie les utilisateurs qui disposent d'un contrat d'accès au réseau séparé de leur contrat de fourniture d'énergie et ceux qui disposent d'un contrat unique avec leur fournisseur. En effet, pour ces derniers, les frais de gestion supportés par les gestionnaires de réseaux de distribution sont réduits par le fait qu'une large part des activités de gestion des dossiers par les gestionnaires de réseaux est réalisée par les fournisseurs qui en répercutent le coût à leurs clients dans un cadre concurrentiel.
Le dispositif proposé par la CRE est également applicable aux producteurs qui disposent d'un contrat d'accès au réseau ou qui bénéficient d'un contrat d'obligation d'achat antérieur à la loi du 10 février 2000.
Alors que le secteur connaît une profonde mutation, la CRE a constaté qu'il n'existait pas, pour l'instant, d'information comptable permettant d'évaluer précisément les coûts de gestion des utilisateurs de réseaux du domaine de tension BT à la charge des gestionnaires de réseaux publics de distribution. Pour ce poste de charge, la CRE a retenu un montant estimé à 20 % des charges globales, soit 214 MEUR pour l'année 2006.
La comptabilité analytique manquante devra être mise en place avant l'ouverture à la concurrence pour tous les clients résidentiels en 2007.
e) Coûts du dispositif de Responsable d'Equilibre (RE) :
Tous les utilisateurs des réseaux publics, éligibles ou non éligibles, bénéficient du dispositif de responsable d'équilibre. La CRE a, par conséquent, inclus les coûts correspondants dans le périmètre des charges couvertes par les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité, à l'exception de la part de ces coûts directement facturée par RTE aux utilisateurs de ce dispositif ne disposant pas de point de connexion aux réseaux publics, tels que les acteurs de marché réalisant des échanges de blocs sur les marchés de gros.
f) Coûts du dispositif de profilage :
Le dispositif de profilage des clients n'ayant été mis en oeuvre qu'au deuxième semestre 2004, les coûts correspondants ont été estimés à partir des prévisions fournies par les gestionnaires de réseau. La CRE les a inclus dans le périmètre des charges couvertes par les tarifs d'utilisation des réseaux publics. Ils seront facturés aux seuls utilisateurs bénéficiant de ce dispositif.
g) Coûts des congestions :
Le coût des congestions nationales est inclus dans le périmètre des charges couvertes par les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité. Il a été estimé à partir des prévisions fournies par RTE.
Les coûts éventuels d'accroissement des capacités d'importation/exportation internationales qui répondent à la demande des utilisateurs ne sont pas pris en compte dans les tarifs. Ces coûts sont directement facturés par RTE aux utilisateurs bénéficiant de l'accroissement des capacités d'importation/exportation dans le cadre de leurs accords de participation aux règles import/export.
h) Contribution au mécanisme européen de compensation pour les transits :
La contribution de RTE au mécanisme européen de compensation entre les gestionnaires de réseaux de transport pour les transits internationaux d'énergie est incluse dans le périmètre des charges couvertes par les tarifs. Elle a été estimée à partir des prévisions fournies par RTE.
i) Gains de productivité :
Conformément à l'article 4 du règlement du 26 juin 2003, la CRE souhaite prendre en compte des coûts correspondant à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace. Elle demande donc aux gestionnaires de réseau de réaliser des gains de productivité pendant la période d'application des règles tarifaires qu'elle propose. Ces gains de productivité prennent la forme d'une réduction globale des charges prévisionnelles proposées par les gestionnaires de réseaux. L'assiette de coûts sur laquelle est calculée cette réduction globale est définie comme la somme des charges de personnel et des consommations externes. Le taux de réduction globale appliqué sur cette assiette est de 3 % en euros courants.
3. Recettes des gestionnaires de réseaux publics
ne relevant pas de la présente proposition tarifaire
a) Recettes issues des raccordements des utilisateurs aux réseaux publics :
L'article 2 du décret no 2001-365 du 26 avril 2001 dispose que les coûts pris en compte pour établir les tarifs d'utilisation des réseaux publics « comprennent en particulier [...] les coûts de [...] renforcement des réseaux publics, y compris lorsque ces renforcements sont liés au raccordement de nouveaux utilisateurs ». Cette disposition tend à l'application du principe connu sous la dénomination de « shallow cost ».
Au-delà des règlements de différends auxquels la CRE a procédé et qui lui ont permis d'établir une jurisprudence permettant de guider les gestionnaires de réseaux dans leurs comportements, la mise en oeuvre complète de ce principe suppose une définition réglementaire de la notion de « renforcement [...] lié au raccordement » d'un nouvel utilisateur. Or celle-ci n'est pas encore intervenue.
La loi no 2005-781 du 13 juillet 2005, dans son article 63 modifiant la loi du 10 février 2000, prévoit qu'un décret à venir précisera la consistance des ouvrages de branchement et d'extension contenus dans le raccordement d'un utilisateur aux réseaux publics d'électricité.
Dans l'attente de ce texte réglementaire et pour conserver globalement l'équilibre actuel résultant de la participation au financement demandée aux pétitionnaires par les gestionnaires de réseaux publics d'électricité pour la réalisation des raccordements nouveaux, la CRE a maintenu inchangée la contribution du tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité aux coûts de raccordement.
b) Recettes issues des prestations complémentaires :
Outre les prestations couvertes par la présente proposition tarifaire et dont la consistance résulte notamment des cahiers des charges de concession ou des règlements de service des régies qui leur sont applicables, les gestionnaires des réseaux publics peuvent proposer des prestations complémentaires réalisées à la demande de l'utilisateur ou de son fait. Les coûts de ces prestations complémentaires n'ont pas vocation à être couverts par les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité proposés par la CRE. Ils peuvent donc faire l'objet d'une facturation séparée. Ces prestations recouvrent par exemple : la fourniture de données de comptage au-delà d'un service de base, les relèves supplémentaires, la mise en service, le remplacement d'un équipement de comptage existant à la demande de l'utilisateur, le contrôle des dispositifs de comptage à la demande de l'utilisateur, l'accès au service de responsable d'équilibre pour les clients sans point de connexion aux réseaux publics.
Les recettes tirées de ces prestations sont déduites des charges à recouvrer par le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité à hauteur de 377 MEUR (cf. supra, point IV.B.14). Elles sont estimées à partir des prévisions d'activité et des prix indiqués par ERD. La CRE a appliqué ces prix à toutes les prestations complémentaires, qu'elles soient destinées aux utilisateurs éligibles ou aux utilisateurs non éligibles, afin d'éviter toute subvention croisée entre le marché éligible et le marché non éligible.
c) Recettes issues de la facturation des écarts :
Les recettes tirées par RTE de la facturation des écarts aux responsables d'équilibre sont déduites des charges à recouvrer par le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité. Le fonctionnement du mécanisme d'ajustement et du dispositif de responsable d'équilibre est placé sous le contrôle de la CRE, qui s'assure de l'absence de transfert de charges ou de recettes vers l'activité de gestionnaire de réseau public de transport proprement dite.
d) Prise en compte des transferts d'actifs entre le transport et la distribution :
Le décret no 2005-172 du 22 février 2005, définissant la consistance du réseau public de transport d'électricité et fixant les modalités de classement des ouvrages dans les réseaux publics de transport et de distribution d'électricité, a modifié les périmètres d'actifs des gestionnaires de réseaux publics de transport et de distribution.
Cette modification, bénéfique à la transparence des relations entre gestionnaires de réseaux publics, a entraîné des transferts correspondant à des charges d'amortissement, d'impôts et de taxes et la nécessité d'éliminer toute forme de location d'ouvrages électriques entre gestionnaires de réseaux publics non prévue par la présente proposition de tarification.
En outre, pour les prestations techniques réalisées par RTE pour l'entretien et la maintenance des éléments de réseau transférés aux distributeurs, la CRE a retenu le montant des prestations techniques estimé par RTE.
e) Autres recettes prises en compte dans le calage du niveau des charges à tarifer :
Le règlement européen du 26 juin 2003 dispose en son article 6.6 que « toute recette résultant de l'attribution d'interconnexions est utilisée pour un ou plusieurs des buts suivants : (a) garantie de la disponibilité réelle de la capacité attribuée ; (b) investissements de réseau pour maintenir ou accroître les capacités d'interconnexion ; (c) comme une recette que les autorités de régulation doivent prendre en considération lors de l'approbation de la méthode de calcul des tarifs des réseaux et/ou pour évaluer si les tarifs doivent être modifiés ».
Dans ce cadre, la CRE a décidé de diminuer le niveau des charges à couvrir par les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité.
A partir des indices de prix de marché disponibles pour 2006 et 2007 sur les différents marchés nationaux européens, la CRE a procédé à une estimation des recettes résultant de l'attribution des capacités d'interconnexions avec l'Angleterre, l'Italie, l'Espagne, la Belgique et l'Allemagne. Elle les a déduites des charges à recouvrer par le tarif. L'estimation du montant de ces recettes est de 103 MEUR/an en moyenne pour 2006 et 2007.
Par ailleurs, la CRE a considéré en tant que recettes annexes le montant des remboursements à percevoir par les activités régulées au titre de leur contribution au financement des fonds externalisés de retraite depuis la mise en oeuvre de la dissociation comptable.
4. Autres charges à couvrir et ajustements
a) Correction résultant des audits des comptes dissociés 2000 et 2002 :
Les audits des comptes dissociés 2000 et 2002 d'EDF montrent que plusieurs postes de charges doivent faire l'objet de corrections extra-comptables.
b) Dépenses de sécurisation :
Une fraction des dépenses de sécurisation correspondant à la part matière des kits de renforcement est reclassée, de manière extra-comptable, en immobilisations. Un amortissement et une rémunération sont calculés sur la valeur cumulée des kits installés depuis 2001 puisque la valeur des kits est déduite des charges d'exploitation à hauteur de 6,1 MEUR.
c) Evaluation de la production immobilisée :
Pour le calcul de la production immobilisée, qui vient en diminution des charges couvertes par les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité, ERD et RTE ne tiennent pas compte de certaines charges de personnel dans l'évaluation du coût de la main-d'oeuvre utilisée pour la construction des immobilisations concernées (tel que le 1 % CCAS ou le tarif agent et, pour RTE uniquement, le coût de formation des agents). Or l'ensemble des coûts associés à la main-d'oeuvre doit être incorporé dans le prix de revient de l'immobilisation produite.
Il a été convenu de réintégrer aux montants de production immobilisée d'ERD et de RTE les corrections suivantes :
ERD : 29 MEUR ;
RTE : 1,1 MEUR.
d) Non-prise en compte de l'amortissement des écarts de réévaluation :
EDF a réévalué en franchise d'impôt, dans le cadre de la réévaluation légale de 1976, la valeur d'un certain nombre de ses immobilisations.
Cette réévaluation entraîne, à due concurrence, la constatation dans les comptes d'EDF d'un supplément d'amortissement compris dans les charges d'exploitation.
Or, ce supplément d'amortissement ne doit pas être pris en compte dans les charges couvertes par les tarifs, car il ne correspond pas à un véritable coût supporté par l'entreprise (il s'agit d'une simple écriture comptable).
Par suite, il a été convenu d'exclure des charges d'exploitation couvertes par le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité des suppléments d'amortissement :
ERD : - 5,5 MEUR ;
RTE : - 11,8 MEUR.
5. Charges des distributeurs non nationalisés (DNN)
La CRE a pris en compte, dans la présente proposition tarifaire, les coûts de l'ensemble des distributeurs non nationalisés. Ces coûts ont été estimés de manière forfaitaire à partir de ceux exposés par ERD, au prorata de l'énergie qu'ils distribuent.
L'application de la présente proposition peut conduire à des éventuels surcoûts et/ou excès de recettes de ces entreprises liés aux particularités des réseaux publics de distribution qu'ils exploitent ou de leur clientèle. Conformément à l'article 5-II de la loi du 10 février 2000 modifiée, ces surcoûts ou excès de recettes sont à répartir par le fonds de péréquation de l'électricité, qui a été réformé par le décret no 2004-66 du 14 janvier 2004.
B. - Prise en compte des ajustements liés au processus de régulation : le compte de régulation des charges et des produits
Compte tenu de la durée d'application des tarifs proposés, estimée à environ deux ans, la CRE a fondé sa proposition tarifaire sur des hypothèses d'évolution à court terme des coûts et des produits. Or, même à court terme, certaines catégories de charges et de produits peuvent évoluer sous l'influence de facteurs externes dont les gestionnaires de réseaux publics pourraient ne pas pouvoir maîtriser complètement les effets.
La CRE estime donc nécessaire de mettre en place un mécanisme permettant de mesurer, pour des postes préalablement identifiés, les écarts entre les charges et produits réels et les charges et produits sur la base desquels ses propositions tarifaires sont fondées. Ce mécanisme est destiné à fournir une référence objective aux incitations économiques des gestionnaires de réseaux publics et aux évolutions ultérieures des tarifs que la CRE proposera conformément à l'article 4 du règlement européen du 26 juin 2003.
1. Principes
Pour atteindre cet objectif, le mécanisme de mesure des écarts permettra d'établir un compte de régulation des charges et des produits (CRCP). Ce compte est un compte fiduciaire extra-comptable où seront placés tout ou partie des trop-perçus et, le cas échéant, tout ou partie des manques à gagner d'un gestionnaire de réseaux publics. Selon que le solde de ce compte est positif ou négatif, son apurement s'effectue par des diminutions ou des augmentations des charges à recouvrer par les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité au cours des années suivantes.
2. Périmètre
a) Correctif au titre des audits des comptes 2000 et 2002 :
Pour déterminer les montants initiaux des CRCP d'ERD et de RTE, la CRE s'est fondée, d'une part, sur les conclusions des audits menés sur les exercices 2000 et 2002 des comptes dissociés d'EDF et, d'autre part, sur l'examen des comptes de l'exercice 2003 publiés par EDF, qui constituent la première année pleine de mise en oeuvre du tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité, entré en application le 1er novembre 2002.
Il convient de noter que les calculs sont opérés sur la base des valeurs comptables nominales.
Le CRCP d'ERD est initialement crédité d'un montant de 1 312 MEUR, compte tenu de l'absence de comptabilité dissociée stabilisée à la date de mise en place de la régulation en 2001. Ce montant tient compte du changement de méthode d'évaluation de la base d'actif régulée et de la rémunération financière sous l'hypothèse du taux de rémunération de 6,5 % que la CRE avait fixé en 2002.
Le CRCP de RTE est initialement crédité d'un montant de 127 MEUR.
Ce correctif au titre des audits des comptes 2000 et 2002 présente un caractère exceptionnel. Celui ci est lié, d'une part, à l'imprécision des comptes des activités de réseaux fournis par les opérateurs lors de l'élaboration de la première proposition tarifaire de la CRE et, d'autre part, à la durée d'application du tarif en vigueur plus longue que celle initialement prévue par la CRE.
b) Charges et produits spécifiques :
Certaines catégories de charges et de produits des gestionnaires de réseaux publics sont difficilement prévisibles et/ou difficilement maîtrisables.
Si les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité ne pouvaient pas être ajustés selon ces charges et produits, les gestionnaires de réseaux publics seraient alors exposés à un risque financier ou pourraient bénéficier de facteurs exogènes susceptibles d'augmenter leur rentabilité. Il serait alors légitime de rétrocéder aux utilisateurs de réseau tout ou partie de ces surplus, par le biais d'un ajustement tarifaire.
Dans l'état actuel de son analyse, la CRE considère que les charges liées à la compensation des pertes sur les réseaux électriques publics, les produits liés aux mécanismes de gestion des congestions aux interconnexions du réseau de transport avec les pays voisins, ainsi que des recettes issues des prestations complémentaires visées au point IV.B.14 présentent un degré de difficulté de maîtrise et de prévision par les gestionnaires de réseau qui justifie leur prise en compte par le CRCP.
Les charges de capital prises en compte dans le tarif reflètent les investissements réalisés en application des procédures d'investissement et de la réglementation applicables aux réseaux publics de transport et de distribution. Dans cette mesure, ces charges de capital sont également éligibles au CRCP pour la part non prévue par la CRE dans les amortissements et la rémunération de la base d'actifs régulés.
c) Travaux de mise en place de mécanismes de régulation de la qualité :
La qualité du service rendu par les réseaux publics d'électricité est une des contreparties du paiement du tarif d'utilisation de ces réseaux. Cette qualité est en partie dépendante de la réalisation d'investissements appropriés pour assurer la viabilité à long terme des réseaux publics d'électricité. Pour la préparation de ses futures propositions tarifaires, la CRE mettra en place un mécanisme permettant d'inciter les gestionnaires de réseaux publics d'électricité à réaliser effectivement les montants prévisionnels des programmes d'investissements pris en compte dans ses futures propositions.
Par ailleurs, après l'établissement de critères techniques permettant une mesure objective des niveaux de qualité du service rendu par les réseaux publics d'électricité, et en tenant compte de la réglementation à intervenir en application de l'article 60 de la loi no 2005-781 du 13 juillet 2005, la CRE mettra en place une régulation incitative intéressant ceux-ci financièrement à l'amélioration de leurs niveaux de qualité de fourniture et de service.
Ces systèmes feront partie de la proposition qu'elle formulera pour les tarifs d'utilisation des réseaux publics devant entrer en vigueur au début de l'année 2008.
3. Fonctionnement
a) Rémunération :
Le CRCP présente des caractéristiques de risque qui se situent entre celles d'une dette et celles de fonds propres. Par suite, il est pris comme taux de rémunération le coût moyen pondéré du capital (CMPC), moyenne du coût de la dette et du coût des fonds propres des gestionnaires de réseaux publics d'électricité.
b) Amortissement :
Mode d'amortissement :
Le mode d'amortissement retenu est le mode progressif à annuités constantes. Il faut noter qu'il pourrait être possible de procéder à des amortissements exceptionnels de manière ponctuelle dans les conditions décrites au point c ci-après.
Durée d'amortissement :
La durée d'amortissement retenue est de cinq ans, afin de lisser les ajustements sur la période la plus courte possible.
c) Prise en compte des ajustements ultérieurs :
Un amortissement exceptionnel pourrait être constaté lorsque les charges « qualifiées » se révèlent supérieures à l'estimation qui en avait été faite. Ceci implique alors de réajuster le niveau de l'annuité en fonction du nouveau solde du compte.
4. Impact comptable
Le CRCP est une construction extracomptable qui n'a pas vocation à apparaître dans la comptabilité sociale du gestionnaire de réseau public. Néanmoins, il traduit un engagement réel du gestionnaire vis-à-vis des utilisateurs des réseaux publics, et son fonctionnement est susceptible d'avoir un impact significatif sur son profil financier futur. A ce titre, les gestionnaires de réseaux publics pourraient inscrire cet élément parmi leurs engagements hors bilan. Dans un souci de transparence, la CRE publiera ce compte.
IV. - STRUCTURE DES TARIFS
A. - Principes généraux et structure des tarifs
Pour fonder sa proposition tarifaire, la CRE propose de reconduire les principes généraux suivants, qui ont déjà été utilisés pour le tarif réglementé en vigueur.
1. Tarifs indépendants des transactions
(principe dit du « timbre-poste »)
Conformément aux dispositions du paragraphe 1 de l'article 4 du règlement européen (CE) no 1228/2003 du 26 juin 2003, qui dispose notamment que les redevances d'accès aux réseaux ne sont pas fonction de la distance séparant un producteur et un consommateur impliqués dans une transaction, la CRE maintient le principe d'une tarification dite « timbre-poste ». Une telle tarification est appliquée en fonction des flux physiques aux points de connexion des utilisateurs aux réseaux publics, indépendamment de la localisation respective des injections et des soutirages nécessaires à une transaction commerciale de fourniture d'énergie.
Le principe d'une tarification de type « timbre-poste » a été adopté dans l'ensemble des pays européens. Les transactions internationales ne sont désormais plus taxées au passage des frontières : dès lors, le fait qu'un utilisateur achète son énergie à un fournisseur français ou étranger ne modifie pas sa facture d'accès au réseau public, ce qui accroît la concurrence entre fournisseurs européens.
2. Tarifs identiques sur tout le territoire
(péréquation tarifaire)
Pour le réseau de grand transport, les caractéristiques des congestions ainsi que les projets d'investissements du gestionnaire de réseau public de transport ne justifient pas la différenciation des tarifs selon les zones géographiques. En effet, le réseau à très haute tension existant permet d'écouler la puissance produite par les différentes installations de production, quel que soit le plan de production retenu. La CRE propose donc un tarif identique sur l'ensemble du territoire.
Pour les réseaux publics de distribution, le tarif proposé est également identique sur l'ensemble du territoire. Il s'applique à l'ensemble des gestionnaires de réseaux publics de distribution, ce qui entraîne une péréquation géographique des tarifs conforme au principe d'égalité de traitement sur l'ensemble du territoire national mentionné par la loi du 10 février 2000 modifiée.
3. Timbre d'injection
L'article 4 du décret no 2001-365 du 26 avril 2001 précise, sur ce point, que « les tarifs tiennent compte des mesures adoptées dans le cadre de l'Union européenne pour harmoniser la tarification applicable aux échanges internationaux d'énergie et faciliter les échanges internationaux de l'énergie électrique ». Les travaux menés sous l'égide de la Commission européenne recommandent l'harmonisation progressive des timbres d'injection en Europe, et proposent de limiter leur niveau moyen à 0,5 EUR/MWh. Ces critères d'harmonisation sont déjà satisfaits dans les tarifs actuels puisque la plupart des pays d'Europe continentale ont choisi d'appliquer un timbre d'injection très faible ou nul.
4. Tarifs fondés sur les coûts comptables
répartis au prorata des énergies transitées
L'article 2 du décret no 2001-365 du 26 avril 2001 précise que les tarifs sont calculés « à partir de l'ensemble des coûts de ces réseaux, tels qu'ils résultent de l'analyse des coûts techniques, de la comptabilité générale des opérateurs, y compris les comptes séparés des activités de transport et de distribution ». Sur cette base, la CRE a retenu une méthode de construction tarifaire qui consiste à utiliser les coûts comptables des opérateurs et à les allouer entre les utilisateurs selon la méthode suivante.
Les coûts comptables des gestionnaires de réseaux publics sont d'abord alloués entre les différentes activités (gestion clientèle et comptage, prestations complémentaires, coûts de réseau). Les charges centrales et communes sont attribuées en fonction des charges directes des différentes activités, telles qu'elles résultent des comptabilités dissociées des gestionnaires de réseaux publics. Les coûts de réseau par domaine de tension ainsi obtenus sont alloués entre utilisateurs au prorata des flux d'énergie qu'ils induisent sur le réseau. De plus, comme l'énergie consommée est injectée principalement en très haute tension, un utilisateur qui soutire de l'énergie sur le domaine de tension BT engendre des flux sur les domaines de tension HTA et HTB. Il en résulte que la facture d'un utilisateur contribue à couvrir les coûts de l'ensemble des domaines de tension en amont de son point de connexion.
5. Tarifs fonction de la puissance souscrite
et de l'énergie soutirée
Les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité dépendent du domaine de tension de raccordement et des flux physiques mesurés au(x) point(s) de connexion des utilisateurs aux réseaux publics. Pour établir la structure des options tarifaires, la CRE a, en application de l'article 4 du règlement européen du 26 juin 2003, mené des études avec les gestionnaires des réseaux publics de distribution sur la variation des coûts effectivement engagés par les gestionnaires de réseaux en fonction de la puissance souscrite et de l'énergie soutirée durant les différentes périodes de l'année. Le résultat de ces études a été présenté lors de la consultation publique organisée par la CRE en février 2004.
a) Le réseau de grand transport à 400 kV (domaine de tension HTB 3) est essentiellement dimensionné pour limiter le coût des congestions et le coût des pertes d'énergie supportés par RTE. L'amplitude des variations saisonnières des prix de marché de l'électricité observées depuis 2000 reste faible. Elle ne produit pas de différences de coûts d'achat des pertes telles qu'elle justifie la création de tarifs différents selon les périodes de l'année.
b) Les réseaux de répartition 63 et 90 kV (domaine de tension HTB 1) et 150 et 225 kV (domaine de tension HTB 2) sont principalement dimensionnés pour assurer la sécurité d'alimentation des utilisateurs selon le critère dit « n - 1 », c'est-à-dire en supposant que la perte d'un quelconque des ouvrages du réseau n'entraîne pas de conséquence perceptible par les utilisateurs. Compte tenu des règles de dimensionnement actuellement employées, la probabilité de perte d'un ouvrage est de plus en plus faible. Actuellement, RTE considère qu'il est nécessaire d'investir lorsqu'un tel événement conduit à interrompre l'alimentation de certains utilisateurs en dehors des 2 000 à 3 000 heures les plus chargées de l'année. Compte tenu du fait que les capacités de transit des ouvrages à ces domaines de tension sont plus faibles en été (sur les réseaux HTB, RTE distingue les intensités maximales admissibles d'été, d'inter-saisons et d'hiver, pour tenir compte des capacités physiques du réseau) et que la courbe de charge subit des aléas, il n'est pas possible de distinguer une période d'hiver pendant laquelle des incréments de consommation nécessiteraient des investissements de réseau et une période d'été pendant laquelle ces incréments n'en nécessiteraient pas. Au demeurant, l'examen des courbes de charge des utilisateurs connectés au domaine de tension HTB montre que, pour la quasi-totalité de ces utilisateurs, une souscription de puissance supplémentaire pendant certaines périodes de l'année seulement n'aurait pas d'intérêt. On ne peut donc pas déduire des coûts techniques des réseaux au domaine de tension HTB qu'une différenciation temporelle des tarifs serait justifiée pour ces domaines de tension.
c) Les investissements sur les réseaux de distribution 15 à 20 kV (domaine de tension HTA) sont décidés pour répondre à des objectifs variés, la plupart sans lien direct avec les prévisions de croissance de la charge. Tel est le cas des politiques de renouvellement pour obsolescence, des objectifs de qualité sur la continuité et l'onde de tension, des impératifs d'homogénéité technique du réseau, des politiques d'insertion des ouvrages dans le paysage comportant l'enfouissement des réseaux, du programme de sécurisation mécanique, etc. De plus, même lorsque le dimensionnement résulte des prévisions de croissance de la charge, ce dimensionnement procède désormais de l'application du critère « n - 1 ». Dans ce cas, la logique est similaire à celle appliquée au domaine de tension HTB.
La CRE reconduit cependant pour le domaine de tension HTA un tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité à différenciation temporelle pour assurer une transition avec le tarif réglementé intégré existant dans ce domaine de tension, et pour contribuer à inciter certains utilisateurs de réseau à limiter leur consommation aux heures pleines d'hiver, période de l'année durant laquelle la consommation nationale est la plus importante.
d) Le dimensionnement des réseaux monophasés 230 V et triphasés 400 V (domaine de tension BT) résulte principalement de la puissance maximale appelée localement et de l'exigence de limiter les coupures et chutes de tension. A cet égard, il convient d'observer que les contraintes traitées en planification de réseau sont principalement des contraintes de qualité de service (nature, fréquence et durée des interruptions) et des contraintes de tenue de tension, qui sont de nature réglementaire. Celles-ci interviennent avant l'apparition des contraintes de transit proprement dites, de sorte que la pointe locale de consommation ne constitue pas, en général, le critère de dimensionnement. Compte tenu des critères de dimensionnement dans ce domaine de tension, un tarif à différenciation temporelle pour les réseaux au domaine de tension BT n'est pas justifié par les coûts techniques de ces réseaux.
Néanmoins, pour les utilisateurs BT > 36 kVA, la CRE reconduit des tarifs à différenciation temporelle tenant compte de l'état actuel des installations de comptage équipant ces utilisateurs. Le niveau de tarifs plus élevé pendant les heures pleines d'hiver a pour effet d'inciter les utilisateurs à réduire leur consommation pendant cette période de l'année.
De même, la CRE reconduit pour les utilisateurs BT 36 kVA une option distinguant les heures pleines et les heures creuses, qui incite les utilisateurs à déplacer leur consommation des heures pleines vers les heures creuses.
Lors des auditions, les fournisseurs ont par ailleurs confirmé l'intérêt de la création de l'option moyenne utilisation pour le développement de nouvelles offres commerciales aux utilisateurs BT 36 kVA.
B. - Forme et principales évolutions des règles tarifaires
pour l'utilisation des réseaux publics d'électricité
Les règles tarifaires proposées contiennent 14 sections. Les deux premières définissent les notions utilisées et la structure des tarifs. Les sections suivantes décrivent les composantes tarifaires.
1. Définitions
Les notions d'alimentation, de domaine de tension, de point de connexion et d'utilisateur de réseau, ainsi que plusieurs autres notions techniques, sont définies dans la section 1 des règles afin de clarifier les conditions d'application des tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité. En revanche, certaines notions comme celle de site, ayant déjà été définies dans d'autres textes réglementaires, ne sont pas rappelées.
2. Structure des tarifs d'utilisation des réseaux publics
La section 2 contient une description des différentes catégories de charges couvertes par les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité, de la structure du tarif établie de façon à refléter de ces différentes catégories de charges et de la façon d'appliquer les différents tarifs en chaque point de connexion.
3. Frais de gestion
Dans le tarif fixé par le décret no 2002-1014 du 19 juillet 2002, les coûts de gestion de la clientèle basse tension étaient recouvrés par l'abonnement, comme les autres coûts de réseau. Afin de mieux refléter ces coûts, dont la nature et la structure sont différentes de celles des coûts d'infrastructure des réseaux et dont la réduction mobilise des facteurs de productivité différents, la CRE propose qu'ils soient désormais facturés explicitement, sous la forme d'un terme fixe appliqué à tous les utilisateurs (producteurs, consommateurs et distributeurs) en fonction de leur domaine de tension de raccordement. Ce nouveau dispositif permettra également de différencier les frais de gestion selon que l'utilisateur dispose d'un contrat unique ou d'un contrat d'accès au réseau distinct du contrat de fourniture. Dans le premier cas, en effet, une large part des activités de gestion est réalisée par les fournisseurs, dans un contexte concurrentiel.
La composante annuelle de gestion couvre ainsi l'ensemble des coûts de gestion supportés par les gestionnaires de réseaux publics de distribution.
La facturation explicite des frais de gestion sous la forme d'un terme fixe, indépendant de l'énergie soutirée, implique que les baisses de facture de certains utilisateurs du domaine de tension BT, dont les durées d'utilisation de la puissance souscrite sont les plus courtes, sont plus modérées.
4. Comptage
Afin de permettre aux utilisateurs de choisir librement leurs dispositifs de comptage et de pouvoir bénéficier ainsi d'offres de fourniture adaptées à leur consommation, la CRE propose que tous les utilisateurs se voient facturer une redevance de comptage en fonction des prestations qu'ils ont souhaitées (compteur à index ou courbe de charge, nombre d'index, contrôle de la puissance, ...). La CRE propose que cette redevance ne dépende, ni du modèle de compteur installé, ni du mode de relève (relève à pied, télérelève par le réseau téléphonique commuté, par courants porteurs en ligne ou par GSM, ...), dans la mesure où ces caractéristiques relèvent de choix techniques et managériaux des gestionnaires de réseaux publics et sont sans impact sur la précision des données de comptage.
La CRE observe que le niveau actuel des coûts de relève constatés dans les comptes d'ERD est très élevé par rapport à ce que permettrait la mise en oeuvre de techniques modernes. La CRE a donc décidé de ne facturer, sous la forme d'un terme fixe, qu'une partie du coût de relève relatif à certaines catégories d'utilisateurs. La CRE tiendra compte des coûts qu'entraînerait la mise en oeuvre de ces techniques modernes dans les charges à couvrir par une version ultérieure des règles tarifaires. Il importe en effet que les gestionnaires de réseaux publics mettent en oeuvre des techniques de relève moins coûteuses dans les années à venir, conformément aux orientations fixées par la CRE dans sa communication du 29 janvier 2004.
La redevance proposée par la CRE comprend le coût moyen d'immobilisation des compteurs. En revanche, elle ne comprend pas le coût des changements des dispositifs de comptage réalisés à la demande de l'utilisateur ou de son fournisseur, qui font l'objet d'une facturation spécifique dans le cadre du catalogue de prestations supplémentaires. Pour que les utilisateurs puissent installer leurs propres dispositifs de comptage sous réserve que ces dispositifs aient les caractéristiques de précision et de fiabilité nécessaires, la CRE propose l'établissement d'une redevance de contrôle des installations dont les utilisateurs sont propriétaires.
Pour permettre l'expression effective de la concurrence, il est nécessaire de proposer des dispositifs de comptage à courbe de mesure aux utilisateurs dans les meilleurs délais. Les utilisateurs ou leurs fournisseurs sont, par ailleurs, libres d'installer à leurs frais des compteurs conformes au cahier des charges fonctionnel qui doit être publié par les gestionnaires des réseaux publics de distribution conformément à la communication de la CRE précitée et à la décision de la CRE du 7 avril 2004 sur la mise en place des référentiels techniques des gestionnaires de réseaux publics d'électricité.
5. Timbre d'injection
La France étant un pays exportateur net d'énergie électrique, la contribution nette de RTE au mécanisme européen de compensation entre réseaux de transport pour les transits est positive. Les utilisateurs de réseau français ne doivent pas supporter la charge de cette contribution, dont la responsabilité incombe aux exportateurs. Le timbre d'injection payé par les plus gros producteurs situés sur le territoire français permet donc de couvrir le coût de cette contribution. Son niveau est maintenu constant par rapport à celui du tarif actuellement en vigueur, afin de ne pas introduire de distorsions par rapport aux prix d'énergie pratiqués dans les autres pays d'Europe continentale.
6. Timbre de soutirage en HTB
Le tarif de soutirage en HTB dépend de la puissance souscrite PSouscrite en kW et du taux d'utilisation de la puissance souscrite.
La formule tarifaire proposée pour la composante annuelle de soutirage, analogue à celle en vigueur depuis le 1er novembre 2002, est la suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
n° 233 du 06/10/2005 texte numéro 30
Le taux d'utilisation est donné par la formule suivante, avec D = 8 760 heures
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
n° 233 du 06/10/2005 texte numéro 30
Le terme a2.PSouscrite représente le montant de la réservation de puissance. Il reflète le coût pour le gestionnaire de réseau public de mettre à disposition la puissance souscrite au point de connexion et en tout instant de l'année.
Le terme b.tc.Psoutirée représente la part de la facture fonction de l'énergie soutirée. Cette formule tarifaire traduit la diminution relative des coûts de réseau engendrés par un utilisateur en fonction de sa durée d'utilisation.
Comme dans le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité actuellement en vigueur, la CRE propose que les composantes mensuelles de dépassement de puissance (CMDPS) soient calculées de sorte qu'un utilisateur dépassant de 10 % sa puissance souscrite pendant 100 heures d'un même mois paie la même facture que s'il avait souscrit une puissance supérieure de 10 %.
7. Tarifs de soutirage en HTA
Les utilisateurs raccordés au domaine de tension HTA ont le choix entre trois options tarifaires :
- option sans différenciation temporelle de même structure que pour le domaine de tension HTB ;
- option avec différenciation temporelle à cinq classes ;
- option avec différenciation temporelle à huit classes.
Les utilisateurs optant pour les tarifs avec différenciation temporelle se voient appliquer des prix élevés pendant les heures pleines d'hiver, mais peuvent bénéficier de tarifs plus faibles en dehors de cette période.
Le choix de l'option tarifaire et des niveaux de puissance souscrite est laissé à l'utilisateur du réseau ou à son mandataire. Les gestionnaires de réseaux publics de distribution conseillent les utilisateurs ou leurs mandataires pour leur permettre de choisir l'option la mieux adaptée à leurs besoins.
8. Tarifs de soutirage en BT
BT > 36 kVA
Les utilisateurs raccordés au domaine de tension BT et avec une puissance souscrite strictement supérieure à 36 kVA peuvent choisir entre deux options à différenciation temporelle. Le choix entre ces options s'effectue sur la base des taux d'utilisation des puissances souscrites.
BT 36 kVA
Les utilisateurs raccordés au domaine de tension BT avec une puissance souscrite inférieure ou égale à 36 kVA peuvent choisir entre quatre options : courte utilisation, moyenne utilisation, moyenne utilisation avec différenciation temporelle, longue utilisation.
Pour l'ensemble des tarifs de soutirage au domaine de tension BT, le choix d'une des options dépend des besoins en puissance et du taux d'utilisation des puissances souscrites. Le choix de l'option tarifaire et des niveaux de puissance souscrite est laissé à l'utilisateur du réseau ou à son mandataire. Les gestionnaires de réseaux publics de distribution conseillent les utilisateurs ou leurs mandataires pour leur permettre de choisir l'option la mieux adaptée à leurs besoins.
9. Alimentations de secours
Pour tenir compte des besoins spécifiques de certains utilisateurs souhaitant améliorer le niveau de fiabilité de leur alimentation, la CRE a précisé les définitions des notions d'alimentations complémentaires et de secours et introduit un barème réglementé afin de prévenir tout risque de discrimination entre utilisateurs de la part des gestionnaires de réseaux publics. Le niveau de ces redevances a été calculé à partir des charges moyennes directes des liaisons. Comme pour les regroupements, ces niveaux visent à ce que l'incitation financière d'un utilisateur à investir dans ses propres ouvrages soit cohérente avec les coûts d'ouvrages publics.
Pour les liaisons de secours au même niveau de tension que l'alimentation principale, seules les parties dédiées sont facturées. Cette modalité de facturation tient compte du fait que, compte tenu des règles de dimensionnement du réseau en « n - 1 », il n'est pas possible de distinguer un surcoût associé à la fourniture de capacité de secours.
10. Regroupement conventionnel des points de connexion
La CRE propose que les utilisateurs puissent conventionnellement regrouper certains de leurs points de connexion pour le calcul du tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité. Cette disposition permet de tenir compte de la situation particulière des utilisateurs dont la multiplicité de points de connexion peut entraîner un foisonnement des appels de puissance sur les réseaux situés en amont et, corrélativement, un moindre coût à supporter par les gestionnaires de ces réseaux.
Au vu des contributions à la consultation publique sur les principes tarifaires de l'accès aux réseaux publics, la CRE propose de fonder la formule tarifaire du regroupement sur le même modèle normatif que celui du tarif en vigueur.
Le niveau de la redevance de regroupement proposée par la CRE a été calculé à partir des charges moyennes directes des liaisons qui permettent physiquement le regroupement. Cette nouvelle modalité de calcul vise à ce que l'incitation financière d'un utilisateur à investir dans ses propres ouvrages pour matérialiser le foisonnement de ses utilisations soit cohérente avec les coûts d'ouvrages publics remplissant la même fonction à son égard.
11. Dispositifs tarifaires applicables
aux réseaux publics de distribution
Les gestionnaires des réseaux publics de distribution présentent des spécificités qui sont, pour partie, définies par la loi no 2000-108 du 10 février 2000 modifiée et par l'article 5-II du décret no 2001-365 du 26 avril 2001. Pour tenir compte de ces spécificités dans les tarifs applicables aux différents domaines de tension, la CRE propose d'adopter les dispositifs particuliers suivants :
- l'utilisation des ouvrages de transformation est facturée en fonction des charges moyennes des postes de transformations ;
- la compensation pour exploitation de liaisons à la même tension que le réseau public amont est établie à partir de la différence entre les tarifs au domaine de tension de livraison et au domaine de tension immédiatement inférieur, minorée du montant de la composante d'utilisation des ouvrages de transformation, et pondérée par les parts de ces liaisons exploitées par les différents gestionnaires ;
- les écrêtements des factures mensuelles de dépassement de puissance des distributeurs sont autorisés en cas de froid très rigoureux, dans les mêmes conditions que dans le tarif actuellement en vigueur.
12. Utilisations ponctuelles
Pour tenir compte de certaines situations dans lesquelles les capacités de réseau permettent d'acheminer une puissance appelée pendant de courtes périodes sans préjudice pour les autres utilisateurs, la CRE propose de reconduire le dispositif existant comportant un tarif spécifique pour la facturation de dépassements ponctuels de puissance non garantis. La CRE propose que ces dépassements, qui doivent être convenus à l'avance avec le gestionnaire du réseau public, soient facturés au prix moyen de l'énergie soutirée par un utilisateur ayant un taux d'utilisation de 25 %.
13. Facturation de l'énergie réactive
La CRE propose de reconduire le dispositif de tarification de l'énergie réactive pour les flux de soutirage, et de l'étendre au domaine de tension BT > 36 kVA.
Pour accompagner le développement de la production décentralisée raccordée au réseau public de distribution, la CRE propose de retenir un barème unique fixant le niveau des pénalités en cas de dépassement du seuil de la « tangente phi » convenu contractuellement entre les parties.
14. Catalogue des prestations complémentaires
Le service public exécuté par un gestionnaire de réseau est défini par la réglementation ainsi que par un cahier des charges de concession ou un règlement de service de régie. Il est facturé aux utilisateurs de réseaux à l'aide, d'une part, du tarif d'utilisation des réseaux et, d'autre part, d'un barème de prix de prestations complémentaires (mise en service d'un branchement, relevé spécial de compteur à la demande d'un client...).
La présente proposition tarifaire tient compte des barèmes actuellement en vigueur des gestionnaires de réseaux. Un gestionnaire ne pourra modifier son barème de prix des prestations complémentaires qu'après avoir justifié auprès de la CRE la pertinence de cette modification.
Il ne devra ni proposer ni facturer de prestations complémentaires sans que ces prestations aient été préalablement intégrées dans ce barème, qui doit décrire précisément la consistance, le prix et les modalités d'application des prestations complémentaires. Cette intégration devra faire l'objet d'une publicité appropriée, tant auprès des clients susceptibles d'en bénéficier que de leurs fournisseurs.
La facturation de ces prestations complémentaires par les gestionnaires de réseaux publics doit être effectuée sans discrimination entre les utilisateurs de réseaux. Le barème de prix doit être public et transparent. La facturation de ces prestations doit seulement couvrir les coûts engagés pour leur fourniture.
Les recettes prévisionnelles des gestionnaires de réseau qui résultent de cette fourniture ont été prises en compte pour la fixation du niveau des tarifs. La CRE procédera à des audits de ces activités pour s'assurer notamment que les prix facturés correspondent bien aux coûts exposés.
Par ailleurs, pendant la période d'application de la présente proposition tarifaire, la CRE examinera le bien-fondé du caractère complémentaire de ces prestations. Elle tiendra compte du contenu des missions de service public des gestionnaires de réseaux, de leurs possibles évolutions et des besoins liés à l'ouverture totale du marché de l'électricité à la concurrence qui interviendra le 1er juillet 2007. Les coûts de certaines prestations complémentaires pourront être partiellement ou totalement intégrés dans les charges à couvrir par une version ultérieure des règles tarifaires.
Règles tarifaires
pour l'utilisation des réseaux publics d'électricité
1. Définitions
Pour l'application des présentes règles, les termes mentionnés ci-dessous ont les significations suivantes.
1.1. Alimentations
Lorsqu'un utilisateur est raccordé au(x) réseau(x) public(s) par plusieurs alimentations, il convient contractuellement de la désignation de ses alimentations principales, complémentaires et de secours avec le(s) gestionnaire(s) du (des) réseau(x) public(s) au(x)quel(s) il est connecté.
1.1.1. Alimentation(s) principale(s)
La ou les alimentation(s) principale(s) d'un utilisateur doi(ven)t permettre d'assurer la mise à disposition de l'utilisateur de la puissance de soutirage qu'il a souscrite et/ou de la puissance maximale d'injection convenue en régime normal d'exploitation des ouvrages électriques de l'utilisateur. Le régime normal d'exploitation est convenu contractuellement entre l'utilisateur et le(s) gestionnaire(s) du (des) réseau(x) public(s) au(x)quel(s) il est connecté, dans le respect des engagements de qualité contenus dans le contrat d'accès correspondant.
1.1.2. Alimentation de secours
Une alimentation d'un utilisateur est une alimentation de secours si elle est maintenue sous tension, mais n'est utilisée pour le transfert d'énergie entre le réseau public et les installations privées d'un ou plusieurs utilisateurs qu'en cas d'indisponibilité de tout ou partie de ses ou de leurs alimentations principales et complémentaires.
La partie dédiée d'une alimentation de secours est la partie des réseaux publics qui n'est traversée que par des flux ayant pour destination un ou plusieurs point(s) de connexion d'une ou plusieurs alimentation(s) de secours de cet utilisateur ou d'un autre utilisateur.
Les flux pris en compte pour établir la partie dédiée des alimentations de secours sont ceux qui s'établissent sous le régime d'exploitation en cas d'indisponibilité de tout ou partie de ses autres alimentations, des ouvrages électriques du ou des utilisateur(s) convenu contractuellement avec le(s) gestionnaire(s) du (des) réseau(x) public(s) au(x)quel(s) il(s) est(sont) connecté(s), compte tenu de la topologie des réseaux publics et quelles que soient les manoeuvres d'exploitation auxquelles peuvent procéder leurs gestionnaires.
1.1.3. Alimentation complémentaire
Les alimentations d'un utilisateur qui ne sont ni des alimentations principales ni des alimentations de secours sont les alimentations complémentaires de cet utilisateur.
La partie dédiée d'une alimentation complémentaire d'un utilisateur est la partie des réseaux publics qui n'est traversée que par des flux ayant pour origine ou pour destination un ou plusieurs point(s) de connexion de cet utilisateur.
Les flux pris en compte pour établir la partie dédiée des alimentations complémentaires sont ceux qui s'établissent sous le régime normal d'exploitation des ouvrages électriques de l'utilisateur convenu contractuellement avec le(s) gestionnaire(s) du (des) réseau(x) public(s) au(x)quel(s) il(s) est(sont) connecté(s), compte tenu de la topologie des réseaux publics et quelles que soient les manoeuvres d'exploitation auxquelles peuvent procéder leurs gestionnaires.
1.2. Cellule
Une cellule est un ensemble d'appareillages électriques installé dans un poste électrique et qui comprend un appareil de coupure principal (généralement un disjoncteur), un ou plusieurs sectionneurs, des réducteurs de mesures et des dispositifs de protection.
1.3. Classe temporelle
Pour tout tarif d'utilisation des réseaux électriques on appelle classe temporelle l'ensemble des heures de l'année durant lesquelles le même prix s'applique.
1.4. Contrat d'accès au réseau
Le contrat d'accès au réseau est le contrat visé à l'article 23 de la loi no 2000-108 du 10 février 2000 modifiée qui a pour objet de définir les conditions techniques juridiques et financières de l'accès d'un utilisateur à un réseau public de transport ou de distribution en vue de soutirage et/ou d'injection d'énergie électrique. Il est conclu avec le gestionnaire du réseau public soit par l'utilisateur, soit par le fournisseur pour le compte de celui-ci.
1.5. Courbe de mesure
La courbe de mesure est l'ensemble de valeurs moyennes horodatées d'une grandeur mesurée, sur des périodes d'intégration consécutives et de même durée. La courbe de charge est une courbe de mesure de la puissance active soutirée.
Les périodes d'intégration sont des intervalles de temps consécutifs de même durée pendant lesquels sont calculées les valeurs moyennes d'une grandeur électrique variant au cours du temps. Lorsque les présentes règles disposent que des grandeurs sont calculées par période d'intégration, la valeur de ces grandeurs est ramenée pendant chaque période d'intégration à leur valeur moyenne pendant cette période.
1.6. Dispositif de comptage
Le dispositif de comptage est constitué de l'ensemble des compteurs d'énergie active et/ou réactive au point de comptage considéré, des armoires, coffrets ou panneaux afférents, ainsi que, le cas échéant, des équipements complémentaires suivants qui lui sont dédiés : réducteurs de mesure BT, récepteurs de signaux tarifaires, dispositifs de synchronisation, appareils de mise en forme tarifaire des données de comptage, interfaces de communication pour la relève des compteurs, dispositifs de commande pour la limitation de la puissance appelée, boîtes d'essais.
1.7. Domaine de tension
Les domaines de tension des réseaux publics de transport et de distribution en courant alternatif sont définis par le tableau ci-dessous :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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Les tarifs applicables aux utilisateurs connectés aux réseaux publics en HTA 2 sont ceux du domaine de tension HTB 1. Dans l'ensemble des présentes règles, les tarifs applicables aux utilisateurs connectés aux réseaux publics en HTA 1 sont intitulés tarifs du domaine HTA.
1.8. Injection
Transit d'énergie électrique active ou réactive par le point de connexion destiné à l'alimentation du réseau public d'électricité par l'utilisateur.
1.9. Liaison
Une liaison est constituée par un circuit, ensemble de conducteurs et, le cas échéant, du câble de garde.
1.10. Points de connexion
Le ou les point(s) de connexion d'un utilisateur au réseau public coïncide(nt) avec la limite de propriété entre les ouvrages électriques de l'utilisateur et les ouvrages électriques du réseau public et correspond(ent) généralement à l'extrémité d'un ouvrage électrique, matérialisée par un organe de coupure. Par organe de coupure, on entend un appareil installé sur un réseau électrique et permettant d'interrompre un courant non nul qui circule entre les deux extrémités de cet appareil.
Pour un utilisateur disposant de plusieurs points de connexion aux réseaux publics en HTB ou en HTA, pour l'application des présentes règles, on considère que tout ou partie de ces points sont confondus, si dans le régime normal d'exploitation des ouvrages électriques de l'utilisateur convenu contractuellement avec le(s) gestionnaire(s) du (des) réseau(x) public(s), ils sont reliés par des ouvrages électriques de cet utilisateur à la tension de connexion.
1.11. Profilage
Système utilisé par les gestionnaires de réseaux publics pour calculer les consommations ou les productions, demi-heure par demi-heure, des utilisateurs pour lesquels la reconstitution des flux n'est pas réalisée à partir d'une courbe de mesure, en vue de la détermination des écarts de leurs responsables d'équilibres. Ce système est basé sur la détermination, pour des catégories d'utilisateurs, de la forme de leur consommation (les profils).
1.12. Soutirage
Transit d'énergie électrique active ou réactive par le point de connexion destiné à desservir l'utilisateur du réseau public d'électricité.
1.13. Utilisateur
Un utilisateur d'un réseau public de transport ou de distribution est toute personne physique ou tout établissement d'une personne morale, en particulier gestionnaires de réseaux publics, alimentant directement ce réseau public ou directement desservi par ce réseau.
2. Structure des tarifs d'utilisation des réseaux publics
Les tarifs ci-après sont exprimés hors tous prélèvements ou taxes applicables à l'utilisation des réseaux électriques publics dont, en particulier, la contribution tarifaire mentionnée au I de l'article 18 de la loi du 9 août 2004.
Conformément à l'article 4 de la loi du 10 février 2000 qui prescrit la couverture de « l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux, y compris les coûts résultant de l'exécution des missions et des contrats de service public », et à l'article 2 du décret no 2001-365 du 26 avril 2001, ils couvrent notamment :
- les coûts liés à la constitution de réserves d'exploitation qui comprennent les coûts relatifs à l'acquisition par les gestionnaires des réseaux publics des services auxiliaires de tenue de la tension et les coûts de constitution des réserves primaires et secondaires de tenue de la fréquence ;
- les coûts relatifs au fonctionnement du dispositif de responsable d'équilibre pour les sites de consommation et/ou de production d'électricité disposant d'un point de connexion aux réseaux publics de transport et de distribution ;
- les coûts de comptage, de contrôle, de relève, de validation, de profilage et de transmission des données de comptage ;
- les coûts de mise en service sans déplacement, les coûts de gestion de premier changement de fournisseur, les coûts de résiliation sans déconnexion à la demande des utilisateurs et les coûts d'information sur l'état du réseau ;
- tous les coûts de toutes les interconnexions du réseau public de transport avec les réseaux électriques des pays étrangers, à l'exception des coûts éventuels d'optimisation des capacités d'importation/exportation internationales qui répondent à la demande expresse des utilisateurs et, de ce fait, leur sont facturés directement.
Par exception, les coûts de certaines prestations spécifiquement identifiées, réalisées à la demande de l'utilisateur ou de son fait, font l'objet d'une facturation séparée dans les conditions de la section 14 ci-après, lorsqu'ils ne sont pas déjà couverts par les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité définis aux sections 3 à 13 ci-après. Il en va de même pour l'utilisation des interconnexions avec les réseaux de transport des pays voisins qui peut être facturée selon les résultats de mécanismes de marché établis en application du règlement no 1228/2003 du 26 juin 2003.
Les présentes règles sont fondées sur les coûts et recettes prévisionnels des gestionnaires de réseaux. La différence entre les coûts prévisionnels et effectifs d'achat d'électricité pour la compensation des pertes des réseaux, ainsi que la différence entre les recettes prévisionnelles et effectives des mécanismes de gestion des congestions transfrontalières, établis en application du règlement no 1228/2003 du 26 juin 2003, peuvent être prises en compte dans l'évolution des tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité.
Le contrat d'accès au réseau précise le(s) point(s) de connexion de l'utilisateur au réseau public concerné et le tarif qui y est appliqué. Pour chaque point de connexion, il précise également le domaine de tension de connexion, la puissance de soutirage souscrite par l'utilisateur, le dispositif de comptage employé. La puissance de soutirage souscrite est définie au début d'une période de 12 mois consécutifs pour l'ensemble de cette période. Le contrat d'accès au réseau prévoit les conditions dans lesquelles la puissance de soutirage souscrite peut être modifiée au cours de cette période.
En chaque point de connexion, le prix payé annuellement pour l'utilisation d'un réseau public d'électricité est la somme de :
- la composante annuelle de gestion (CG) ;
- la composante annuelle de comptage (CC) ;
- la composante annuelle des injections (CI) ;
- la composante annuelle des soutirages (CS) ;
- les composantes mensuelles des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) ;
- la composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours (CACS) ;
- la redevance de regroupement conventionnel des points de connexion (RR) ;
- pour les gestionnaires de réseaux publics, la composante annuelle d'utilisation des ouvrages de transformation (CT), la compensation pour exploitation de liaisons à la même tension que le réseau public amont et les écrêtements grand froid ;
- la composante annuelle des dépassements ponctuels programmés (CDPP) ;
- la composante annuelle de l'énergie réactive (CR).
Ces composantes s'appliquent nonobstant toute disposition contraire des cahiers des charges, des conventions de concession et des contrats, notamment celles relatives à la facturation de frais d'exploitation, d'entretien et de renouvellement.
L'énergie à prendre en compte pour calculer les composantes annuelles d'injection et de soutirage en chaque point de connexion est l'énergie correspondant au flux physique au point de connexion concerné, mesurée par période d'intégration par le dispositif de comptage contractuellement convenu.
3. Composante annuelle de gestion (CG)
La composante annuelle de gestion du contrat d'accès aux réseaux couvre les coûts de la gestion des dossiers des utilisateurs, l'accueil physique et téléphonique des utilisateurs, la facturation et le recouvrement. Pour les domaines de tension HTA et BT, son montant est fonction des conditions d'établissement de ce contrat par le gestionnaire de réseau public d'électricité concerné soit directement avec un utilisateur de ce réseau, soit avec le fournisseur exclusif du site d'un utilisateur de ce réseau en application de l'article 23 de la loi no 2000-108 du 10 février 2000 modifiée.
La composante annuelle de gestion d'un contrat conclu par un fournisseur exclusif est applicable :
- aux clients non éligibles ;
- aux clients éligibles n'ayant pas exercé les droits accordés au III de l'article 22 de la loi no 2000-108 du 10 février 2000 modifiée ;
- aux utilisateurs qui bénéficient d'un tarif d'achat antérieur à la loi no 2000-108 du 10 février 2000 modifiée.
La composante annuelle de gestion a1 est établie pour chaque point de connexion d'une ou des alimentation(s) principale(s) selon le tableau 1 ci-dessous :
Tableau 1
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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4. Composante annuelle de comptage (CC)
La composante annuelle de comptage couvre les coûts de comptage, de contrôle, de relève et, le cas échéant, d'application des profils aux utilisateurs équipés de compteurs sans enregistrement de la courbe de mesure. Elle est établie, en fonction des caractéristiques techniques des dispositifs de comptage et des services demandés par l'utilisateur, selon les tarifs ci-après. Les grandeurs mesurées par les appareils de mesure et de contrôle de l'utilisateur doivent permettre le calcul des composantes annuelles du tarif d'utilisation des réseaux publics.
En tant que de besoin, sur proposition de la CRE, un arrêté des ministres chargés de l'économie et de l'énergie définit des barèmes applicables à des niveaux de services de comptage différents de ceux décrits au barème de la section 4.1.
La composante annuelle de comptage est la somme de :
- la redevance de contrôle de chaque dispositif de comptage ;
- la redevance de relève de chaque dispositif de comptage ;
- la redevance de location et d'entretien de chaque dispositif de comptage, le cas échéant ;
- la redevance de profilage, le cas échéant.
4.1. Redevances de contrôle, de relève, de location et d'entretien
La redevance de contrôle de chaque dispositif de comptage couvre les coûts de vérification du bon fonctionnement des matériels de comptage réalisé à l'initiative des gestionnaires de réseaux publics. Cette redevance est facturée à tous les utilisateurs, propriétaires ou non de leur dispositif de comptage.
La redevance de relève de chaque dispositif de comptage couvre : les coûts de relève ou de télérelève (dont les coûts d'abonnement et de communication) ; les coûts de mesure, de calcul et d'enregistrement des données de comptage ; les coûts de validation, de correction et de mise à disposition des données de comptage validées. Celles-ci sont transmises à l'utilisateur (ou à son mandataire) selon une fréquence minimale définie dans le tableau 2 ci-après. Cette redevance est facturée à tous les utilisateurs, propriétaires ou non de leur dispositif de comptage.
La redevance de location et d'entretien de chaque dispositif de comptage propriété des gestionnaires de réseau public, ou des autorités organisatrices de la distribution publique d'électricité, couvre : les coûts de location des matériels fournis par le gestionnaire de réseau public, les coûts de première pose sur le site (à l'exclusion des coûts liés au remplacement du dispositif de comptage demandé par l'utilisateur ou son mandataire) et de plombage ; les coûts d'entretien des matériels de comptage, les coûts de renouvellement des matériels de comptage ; les coûts de synchronisation des matériels de comptage, le cas échéant. Cette redevance est facturée aux seuls utilisateurs dont le compteur est la propriété des gestionnaires de réseaux publics ou des autorités organisatrices de la distribution publique d'électricité.
Les redevances de contrôle, de relève, de location et d'entretien sont définies dans le tableau 2 ci-après, en fonction du domaine de tension, de la puissance souscrite, de son contrôle et des grandeurs mesurées (index ou courbe de mesure).
Tableau 2
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4.2. Redevance de profilage
La redevance de profilage est de 1,2 EUR/an. Cette redevance est facturée aux utilisateurs ne disposant pas de compteurs avec enregistrement de la courbe de mesure.
5. Composante annuelle des injections (CI)
La composante annuelle des injections est établie en chaque point de connexion, en fonction de l'énergie active injectée sur le réseau public, selon le tableau 3 ci-dessous :
Tableau 3
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6. Composantes annuelles des soutirages (CS) et composantes mensuelles des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) aux domaines de tension HTB
6.1. Composante annuelle des soutirages (CS)
Les utilisateurs choisissent, par multiples de 1 kW, une puissance souscrite PSouscrite pour chacun de leurs points de connexion aux domaines de tension HTB. En chacun de ces points de connexion, la composante annuelle des soutirages est établie selon la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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Le taux d'utilisation t est calculé à partir de l'énergie active soutirée pendant la période de 12 mois consécutifs considérée Esoutirée en kWh, de la puissance souscrite PSouscrite en kW et de la durée D en heures de l'année considérée selon la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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Les coefficients a2 , b et c employés sont ceux du tableau 4 ci-dessous :
Tableau 4
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6.2. Composantes mensuelles
des dépassements de puissance souscrite (CMDPS)
Les composantes des dépassements de puissance souscrite sont établies chaque mois selon les modalités ci-après :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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Les dépassements de puissance par rapport à la puissance souscrite P sont calculés par période d'intégration de 10 minutes. Le facteur applicable est défini dans le tableau 5 ci-après :
Tableau 5
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7. Composantes annuelles des soutirages (CS) et composantes mensuelles des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) au domaine de tension HTA
Pour l'établissement de leur composante annuelle des soutirages au domaine de tension HTA, les utilisateurs choisissent, pour chaque point de connexion et pour l'intégralité d'une période de 12 mois consécutifs, un des trois tarifs suivants :
- tarif optionnel sans différenciation temporelle ;
- tarif optionnel avec différenciation temporelle à 5 classes ;
- tarif optionnel avec différenciation temporelle à 8 classes.
7.1. Tarif optionnel sans différenciation temporelle
Les utilisateurs choisissent, par multiples de 1 kW, une puissance souscrite PSouscrite pour chacun des points de connexion au domaine de tension HTA pour lesquels ils ont choisi ce tarif.
En chacun de ces points de connexion, la composante annuelle des soutirages est établie selon la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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Le taux d'utilisation t est calculé à partir de l'énergie active soutirée pendant la période de 12 mois Esoutirée en kWh, de la puissance souscrite PSouscrite en kW et de la durée de l'année considérée D en heures selon la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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Les coefficients a2 , b et c employés sont ceux du tableau 6 ci-dessous :
Tableau 6
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7.2. Tarifs optionnels avec différenciation temporelle
Pour chacun de leurs points de connexion au domaine de tension HTA pour lesquels ils ont choisi un tel tarif et pour chacune des n classes temporelles qu'il comporte, les utilisateurs choisissent, par multiples de 1 kW, une puissance souscrite Pi, où i désigne la classe temporelle. Quel que soit i, les puissances souscrites doivent être telles que Pi+1 Pi .
En chacun de ces points de connexion, la composante annuelle des soutirages est établie selon la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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Ei désigne l'énergie active soutirée pendant la ième classe temporelle, exprimée en kWh.
PSouscrite pondéréedésigne la puissance souscrite pondérée, calculée selon la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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7.2.1. Tarif HTA optionnel avec différenciation temporelle
à 5 classes
Pour le tarif HTA à 5 classes temporelles (n = 5), les coefficients a2 , di et ki employés sont ceux des tableaux 7.1 et 7.2 ci-dessous :
Tableau 7.1
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Tableau 7.2
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Les classes temporelles sont fixées localement par le gestionnaire de réseau public en fonction des conditions d'exploitation des réseaux publics. Elles sont communiquées à toute personne en faisant la demande et publiées sur le site internet du gestionnaire de réseau public ou, à défaut d'un tel site, par tout autre moyen approprié. L'hiver inclut les mois de novembre à mars. L'été inclut les mois d'avril à octobre. Les heures de pointe sont fixées, de décembre à février inclus, à raison de 2 heures le matin dans la plage 8 heures-12 heures et de 2 heures de soir dans la plage 17 heures-21 heures. Les dimanches sont entièrement en heures creuses. Les autres jours comprennent 8 heures creuses à fixer dans la plage 21 h 30-7 h 30.
7.2.2. Tarif HTA optionnel avec différenciation temporelle
à 8 classes
Pour le tarif HTA à 8 classes temporelles (n = 8), les coefficients a2, di et ki employés sont ceux des tableaux 8.1 et 8.2 ci-dessous :
Tableau 8.1
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Tableau 8.2
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Les classes temporelles sont fixées localement par le gestionnaire de réseau public en fonction des conditions d'exploitation des réseaux publics. Elles sont communiquées à toute personne en faisant la demande et publiées sur le site internet du gestionnaire de réseau public ou, à défaut d'un tel site, par tout autre moyen approprié. L'hiver inclut les mois de décembre, janvier et février. L'été inclut les mois d'avril, mai, juin, septembre et octobre. Les heures de pointe sont fixées, de décembre à février inclus, à raison de 2 heures le matin dans la plage 8 heures-12 heures et de deux heures le soir dans la plage 17 heures-21 heures. Les samedis, dimanches et jours fériés sont entièrement en heures creuses. Les autres jours comprennent 6 heures creuses à fixer dans la plage 23 h 30-7 h 30.
7.3. Composante mensuelle des dépassements
de puissance souscrite (CMDPS)
Tarif HTA avec compteurs mesurant les dépassements
par période d'intégration de 10 minutes
Pour les utilisateurs auxquels est appliqué un tarif sans différenciation temporelle et dont un point de connexion est équipé d'un compteur mesurant les dépassements de puissance active par rapport à la puissance souscrite par période d'intégration de 10 minutes, les composantes mensuelles de dépassement de puissance souscrite relatives à ce point sont établies chaque mois selon les modalités ci-après :
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Pour les utilisateurs auxquels est appliqué un tarif avec différenciation temporelle et dont un point de connexion est équipé d'un compteur mesurant les dépassements de puissance active par rapport à la puissance souscrite par période d'intégration de 10 minutes, les composantes mensuelles de dépassement de puissance souscrite relatives à ce point sont établies chaque mois pour chacune des classes temporelles du mois considéré, selon les modalités ci-après :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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Les dépassements de puissance par rapport à la puissance souscrite DP sont calculés par période d'intégration de 10 minutes. Les coefficients a2 et ki employés sont ceux des sections 7.1 et 7.2, selon l'option choisie.
Tarifs HTA avec compteur
avec indicateur de puissance maximale
Pour les utilisateurs auxquels est appliqué un tarif sans différenciation temporelle et dont un point de connexion est équipé d'un comptage avec indicateur de puissance maximale ou avec enregistreur de puissance, les composantes mensuelles de dépassement de puissance souscrite relatives à ce point sont établies chaque mois à partir de D Pmax, différence entre la puissance maximale atteinte au cours du mois et la puissance souscrite, selon les modalités ci-après :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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Pour les utilisateurs auxquels est appliqué un tarif avec différenciation temporelle et dont un point de connexion est équipé d'un comptage avec indicateur de puissance maximale ou avec enregistreur de puissance, les composantes mensuelles de dépassement de puissance souscrite relatives à ce point sont établies chaque mois à partir des DP(max)i, différences, pour chaque classe temporelle, entre la puissance maximale atteinte au cours du mois pendant la classe temporelle considérée et la puissance souscrite pendant la classe temporelle considérée, selon les modalités ci-après :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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Les coefficients a2 etI k employés sont ceux des sections 7.1 et 7.2, selon l'option choisie.
8. Composantes annuelles des soutirages (CS) et composantes mensuelles des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) au domaine de tension BT
8.1. Composantes annuelles des soutirages et composantes mensuelles des dépassements de puissance souscrite au domaine de tension BT au-dessus de 36 kVA
Pour l'établissement de leur composante annuelle des soutirages au domaine de tension BT strictement supérieur à 36 kVA, les utilisateurs choisissent, pour l'intégralité d'une période de 12 mois consécutifs, un des deux tarifs avec différenciation temporelle suivants : moyenne utilisation et longue utilisation.
Pour chacune des classes temporelles définies au 8.1.1 et au 8.1.2, et pour chacun de leurs points de connexion aux domaines de tension BT strictement supérieur à 36 kVA, les utilisateurs choisissent, par multiples de 1 kVA, une puissance souscrite apparente Si où i désigne la classe temporelle.
Lorsque le contrôle des dépassements est effectué sur la puissance souscrite active, celle-ci est égale à la puissance souscrite apparente multipliée par 0,93.
Lorsque le contrôle des dépassements de la puissance souscrite apparente est assuré par un disjoncteur à l'interface avec le réseau public, la puissance souscrite apparente est égale à la puissance de réglage de l'équipement de surveillance qui commande le disjoncteur.
En outre, quel que soit i, les puissances souscrites apparentes doivent être telles que Si+1 Si. En chacun de ces points de connexion, la composante annuelle des soutirages est établie selon la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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Ei désigne l'énergie active soutirée pendant la ie classe temporelle, exprimée en kWh.
Ssouscrite pondérée désigne la puissance souscrite apparente pondérée, calculée selon la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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8.1.1. Tarif BT > 36 kVA longue utilisation
Pour le tarif BT > 36 kVA longue utilisation à 5 classes temporelles (i = 5), deux puissances souscrites apparentes au plus peuvent être appliquées à un même utilisateur. Les coefficients a2, ki et di employés sont ceux des tableaux 9.1 et 9.2 ci-dessous :
Tableau 9.1
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Tableau 9.2
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Les classes temporelles sont fixées localement par le gestionnaire de réseau public en fonction des conditions d'exploitation des réseaux publics. Elles sont communiquées à toute personne en faisant la demande et publiées sur le site internet du gestionnaire de réseau public ou, à défaut d'un tel site, par tout autre moyen approprié. L'hiver inclut les mois de novembre à mars. L'été inclut les mois d'avril à octobre. Les heures de pointe sont fixées de décembre à février inclus, à raison de 2 heures le matin dans la plage 8 heures-12 heures et de 2 heures le soir dans la plage 17 heures-21 heures. Tous les jours comprennent 8 heures creuses consécutives ou fractionnées en deux périodes comprises dans les plages 12 heures- 16 heures et 21 h 30-7 h 30.
8.1.2. Tarif BT > 36 kVA moyenne utilisation
Pour le tarif BT > 36 kVA moyenne utilisation à 4 classes temporelles (n = 4), les puissances souscrites apparentes doivent être telles que S1 = S2 = S3 = S4. Les coefficients a2 et di employés sont ceux du tableau 10.1 et 10.2 ci-dessous :
Tableau 10.1
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Tableau 10.2
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Les classes temporelles sont fixées localement par le gestionnaire de réseau public en fonction des conditions d'exploitation des réseaux publics. Elles sont communiquées à toute personne en faisant la demande et publiées sur le site internet du gestionnaire de réseau public ou, à défaut d'un tel site, par tout autre moyen approprié. L'hiver inclut les mois de novembre à mars. L'été inclut les mois d'avril à octobre. Tous les jours comprennent 8 heures creuses consécutives ou fractionnées en deux périodes comprises dans les plages 12 heures-16 heures et 21 h 30-7 h 30.
8.1.3. Composante mensuelle
des dépassements de puissance souscrite (CMDPS)
Tarif BT > 36 kVA avec compteur à dépassement
de puissance active
Pour les utilisateurs BT au-dessus de 36 kVA ayant choisi le tarif longue utilisation et dont un point de connexion est équipé d'un compteur mesurant les dépassements de puissance active par rapport à la puissance souscrite active par période d'intégration de 10 minutes, les composantes mensuelles de dépassement de puissance souscrite relatives à ce point sont établies chaque mois pour chacune des classes temporelles du mois considéré, selon les modalités ci-après :
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Les dépassements de puissance par rapport à la puissance souscrite P sont calculés par période d'intégration de 10 minutes. Les coefficients a2 et ki employés sont ceux des sections 8.1.3.
Pour les utilisateurs BT au-dessus de 36 kVA ayant choisi le tarif moyenne utilisation et dont un point de connexion est équipé d'un compteur mesurant les dépassements de puissance active par rapport à la puissance souscrite par période d'intégration de 10 minutes, les composantes mensuelles de dépassement de puissance souscrite relatives à ce point sont établies chaque mois pour chacune des classes temporelles du mois considéré, selon les modalités ci-après :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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Les dépassements de puissance, P, par rapport à la puissance souscrite au moment du dépassement sont calculés par période d'intégration de 10 minutes. Le coefficient a2 employé est celui de la section 8.1.2.
Tarif BT > 36 kVA avec compteur
à dépassement de puissance apparente
Pour les utilisateurs BT au-dessus de 36 kVA dont un point de connexion est équipé de compteurs mesurant les dépassements, S, entre la puissance apparente observée toutes les minutes en moyenne quadratique glissante et la puissance souscrite, les composantes mensuelles de dépassement de puissance apparente souscrite relative à ce point sont établies chaque mois, pour chacune des classes temporelles du mois considéré sur la base de la durée de dépassements h (en heures) et selon la formule ci après :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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8.2. Composante annuelle des soutirages
au domaine de tension BT jusqu'à 36 kVA inclus
Pour l'établissement de la composante annuelle de leurs soutirages au domaine de tension BT jusqu'à la puissance souscrite de 36 kVA incluse, les utilisateurs choisissent, pour l'intégralité d'une période de 12 mois consécutifs, un des quatre tarifs suivants :
- courte utilisation ;
- moyenne utilisation ;
- moyenne utilisation avec différentiation temporelle ;
- longue utilisation.
Pour le tarif de leur choix, ils définissent une puissance souscrite, PSouscrite, par multiples de 1 kVA.
Lorsque le contrôle des dépassements de la puissance souscrite est assuré par un disjoncteur à l'interface avec le réseau public, la puissance souscrite est égale à la puissance de réglage de l'équipement de surveillance qui commande le disjoncteur.
En chacun des points de connexion au domaine de tension BT jusqu'à la puissance souscrite de 36 kVA incluse, la composante annuelle des soutirages est établie selon la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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Ei désigne l'énergie soutirée pendant la ième classe temporelle, exprimée en kWh et PSouscrite désigne la puissance souscrite égale à la puissance de réglage de l'équipement de surveillance qui commande le disjoncteur.
8.2.1. Tarif BT 36 kVA courte utilisation
Pour le tarif courte utilisation, n = 1 et les coefficients a2 et di employés sont ceux du tableau 11 ci-dessous :
Tableau 11
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8.2.2. Tarif BT 36 kVA moyenne utilisation
Pour le tarif moyenne utilisation, n = 1 et les coefficients a2 et di employés sont ceux du tableau 12 ci-dessous :
Tableau 12
Vous pouvez consulter le tableau dans le JO
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8.2.3. Tarif BT 36 kVA moyenne utilisation
avec différenciation temporelle
Pour le tarif moyenne utilisation avec différenciation temporelle, n = 2 et les coefficients a2, d1 et d2 employés sont ceux du tableau 13 ci-dessous :
Tableau 13
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Les classes temporelles sont fixées localement par le gestionnaire de réseau public en fonction des conditions d'exploitation des réseaux publics. Elles sont communiquées à toute personne en faisant la demande et publiées sur le site internet du gestionnaire de réseau public ou, à défaut d'un tel site, par tout autre moyen approprié. Les heures creuses sont au nombre de 8 par jour, sont éventuellement non contiguës, et doivent être fixées dans les plages 12 heures-17 heures et 20 heures-8 heures.
8.2.4. Tarif BT 36 kVA longue utilisation
Pour l'application du tarif longue utilisation, en l'absence de dispositifs de comptage, les gestionnaires de réseaux publics peuvent prévoir des modalités transparentes et non discriminatoires d'estimation des flux d'énergie soutirés et des puissances souscrites. Dans ce cas, la composante annuelle de comptage est égale à la redevance de profilage.
Le pas de souscription de puissance est de 0,1 kVA, n = 1 et les coefficients a2 et d1 employés sont ceux du tableau 14 ci-dessous :
Tableau 14
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9. Composante annuelle des alimentations complémentaires
et de secours (CACS)
Les alimentations complémentaires et de secours établies à la demande des utilisateurs font l'objet d'une facturation selon les modalités ci-dessous. La composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours (CACS) est égale à la somme de ces composantes.
9.1. Alimentations complémentaires
Les parties dédiées des alimentations complémentaires d'un utilisateur font l'objet d'une facturation des ouvrages électriques qui la composent. Cette facturation est établie en fonction de la longueur de ces parties dédiées selon le barème suivant :
Tableau 15
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9.2. Alimentations de secours
Les parties dédiées des alimentations de secours d'un utilisateur font l'objet d'une facturation des ouvrages électriques qui la composent. Cette facturation est établie en fonction de la longueur de ces parties dédiées selon le barème du tableau 15. La puissance souscrite sur les alimentations de secours est inférieure ou égale à la puissance souscrite sur les alimentations principales.
Lorsqu'une alimentation de secours est partagée entre plusieurs utilisateurs, la facturation des parties dédiées des alimentations de secours et traversées par des flux ayant pour destination des points connexion de plusieurs utilisateurs est répartie entre ces utilisateurs au prorata des puissances qu'ils ont souscrites sur cette alimentation de secours.
Lorsque l'alimentation de secours est au même domaine de tension que l'alimentation principale et qu'à la demande de l'utilisateur, elle a été raccordée à un transformateur du réseau public différent du transformateur utilisé pour son alimentation principale, la facturation des parties dédiées des alimentations de secours est égale à la somme de la composante résultant de l'application du barème du tableau 15 et de la composante établie selon le barème du tableau 16, correspondant à la tarification de la réservation de puissance de transformation :
Tableau 16
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Lorsque l'alimentation de secours est à un domaine de tension différent de celui de l'alimentation principale, la facturation annuelle des alimentations de secours est égale à la somme de la composante résultant de l'application du barème du tableau 15 et de la composante établie selon le barème du tableau 17, correspondant à la tarification du réseau électrique public permettant le secours à un domaine de tension inférieur.
Tableau 17
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10. Regroupement conventionnel des points de connexion
Un utilisateur connecté à un réseau public en plusieurs points de connexion au même réseau public dans le même domaine de tension HTB ou HTA et équipé de compteurs à courbes de mesures pour chacun de ces points peut, s'il le souhaite, bénéficier du regroupement conventionnel de tout ou partie de ces points pour l'application de la tarification décrite aux sections 5, 6 et 7, moyennant le paiement d'une redevance de regroupement. Dans ce cas, la composante annuelle des injections, la composante annuelle des soutirages, les composantes mensuelles de dépassements de puissance souscrite, la composante annuelle de dépassement ponctuels programmés et la composante annuelle de l'énergie réactive sont établies sur la base de la somme des flux physiques mesurés aux points de connexion concernés. La possibilité de regrouper conventionnellement les points de connexion à un même réseau public est limitée au périmètre d'une même concession de distribution pour les gestionnaires de réseaux publics de distribution et à celui d'un même site pour les autres utilisateurs.
La redevance de regroupement (RR) est établie en fonction de la longueur du réseau électrique public existant permettant physiquement ce regroupement, indépendamment des conditions d'exploitation, de la capacité de transit disponible sur les réseaux permettant le regroupement. Le montant de cette redevance est calculé selon la formule suivante, en fonction de P, la puissance souscrite pour l'ensemble des points conventionnellement regroupés et de l, la plus petite longueur totale des ouvrages électriques du réseau public concerné permettant physiquement le regroupement.
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Le coefficient k est défini par le tableau 18 suivant :
Tableau 18
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11. Dispositions spécifiques relatives aux composantes annuelles
des soutirages des gestionnaires des réseaux publics de distribution
11.1. Composante annuelle d'utilisation
des ouvrages de transformation (CT)
Un gestionnaire de réseau public de distribution qui exploite en aval de son point de connexion une ou plusieurs liaisons, aériennes ou souterraines, au même domaine de tension que la tension aval du transformateur auquel il est relié directement, sans l'intermédiaire d'une liaison en amont de son point de connexion, peut demander à bénéficier de la tarification applicable au domaine de tension directement supérieur à celui du point de connexion. Il doit dans ce cas acquitter une composante annuelle d'utilisation des ouvrages de transformation, reflétant le coût des transformateurs et des cellules. Cette composante est calculée selon la formule suivante, en fonction de sa puissance souscrite Psouscrite.
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Le coefficient k employé est celui défini dans le tableau 19 ci-après :
Tableau 19
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Cette faculté peut être combinée avec celle de procéder au regroupement tarifaire, selon les modalités de la section 10. Dans ce cas, il est procédé d'abord à l'application de la tarification au domaine de tension supérieur à chaque point de connexion, puis au regroupement tarifaire susmentionné.
11.2. Compensation pour exploitation de liaisons
à la même tension que le réseau public amont
Un gestionnaire de réseau public de distribution qui exploite en aval de son point de connexion des liaisons au même domaine de tension que les liaisons situées en amont de ce point de connexion bénéficie de cette compensation lorsque la tarification qui est appliquée au point de connexion considéré est celle du domaine de tension de ce point.
Dans ce cas, la composante annuelle des soutirages (CS) de ce point de connexion est calculée selon la formule suivante, avec :
- l1, la longueur de réseau exploité au domaine de tension N par le gestionnaire de réseau public de distribution ;
- l2, la plus petite longueur de réseau exploité au domaine de tension N par le gestionnaire du réseau public auquel il est connecté qui relie son point de connexion à un transformateur de tension de ce gestionnaire ;
- CT N/N+1 est la composante annuelle d'utilisation des ouvrages de transformation entre les domaines de tension N+1 et N définie à la section 11.1.
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11.3. Ecrêtement grand froid
Les gestionnaires de réseaux publics de distribution peuvent bénéficier de la part du gestionnaire de réseau public amont auquel ils sont connectés d'un écrêtement de leurs dépassements de puissance en cas de froid très rigoureux. Cette disposition est mise en oeuvre selon des modalités transparentes et non discriminatoires.
12. Composante annuelle
de dépassements ponctuels programmés (CDPP)
Pour des dépassements ponctuels programmés pendant la période du 1er juillet au 15 septembre et notifiés préalablement au gestionnaire de réseau public, un utilisateur dont un point de connexion est équipé d'un compteur à courbe de mesure et connecté en HTB ou HTA peut demander l'application d'un barème spécifique pour le calcul de sa composante de dépassements de puissance souscrite relative à ce point de connexion.
Dans ce cas, pendant la période pendant laquelle ce barème est appliqué, les dépassements de puissance par rapport à la puissance souscrite font l'objet de la facturation suivante, qui se substitue à la facturation des dépassements de puissance souscrite définie aux 6.2 et 7.3.
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Les dépassements de puissance par rapport à la puissance souscrite DP sont calculés par période d'intégration de 10 minutes. Le facteur k applicable est défini dans le tableau 20 ci-après :
Tableau 20
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L'application de cette disposition est limitée pour chaque utilisateur à au plus une fois par année calendaire, pour une utilisation continue d'au plus 14 jours. Les jours non utilisés ne peuvent pas être reportés. Le gestionnaire de réseau public peut refuser à un utilisateur l'application de cette disposition, en raison des contraintes d'exploitation qu'il prévoit sur le réseau public qu'il exploite. Ce refus est motivé et notifié parallèlement à la Commission de régulation de l'énergie.
13. Composante annuelle de l'énergie réactive (CR)
En l'absence de dispositifs de comptages permettant d'enregistrer les flux physiques d'énergie réactive, les gestionnaires de réseaux publics peuvent prévoir des modalités transparentes et non discriminatoires d'estimation de ces flux.
13.1. Flux de soutirage
Lorsque les flux physiques d'énergie active en un point de connexion sont des flux de soutirage, les gestionnaires des réseaux publics fournissent gratuitement l'énergie réactive :
- à concurrence du rapport tg défini dans le tableau 21 ci-après, du 1er novembre au 31 mars, de 6 heures à 22 heures les jours ouvrables ;
- par exception, pour les points de connexion où l'utilisateur a opté pour un tarif avec différenciation temporelle, jusqu'à concurrence du rapport tg défini dans le tableau 21 ci-après, pendant les heures de pointe et les heures pleines d'hiver ainsi que les heures pleines de novembre et mars des options à 8 classes temporelles ;
- sans limitation en dehors de ces périodes.
Pendant les périodes soumises à limitation, l'énergie réactive absorbée dans les domaines de tension HTB, HTA et BT au-dessus de 36 kVA au-delà du rapport tg entre l'énergie réactive absorbée et l'énergie active soutirée par point de connexion est facturée selon le tableau 21 ci-dessous :
Tableau 21
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13.2. Flux d'injection
Lorsque les flux physiques d'énergie active en un point de connexion sont des flux d'injection, l'utilisateur s'engage, d'une part, à ne pas absorber d'énergie réactive dans le domaine de tension BT et, d'autre part, à fournir ou à absorber dans le domaine de tension HTA une quantité d'énergie réactive convenue contractuellement avec le gestionnaire du réseau public et fixé en fonction de l'énergie active livrée au gestionnaire du réseau public.
Dans le domaine de tension BT, pour les installations de puissance supérieure à 36 kVA, l'énergie réactive absorbée est facturée selon le tarif ci-dessous.
Dans le domaine de tension HTA, l'énergie réactive fournie au-delà de seuils du rapport tg ou absorbée en deçà de seuils du rapport tg est facturée selon le tableau 22 ci-dessous. Les valeurs des seuils du rapport tg entre l'énergie réactive et l'énergie active par point de connexion sont convenues contractuellement avec le gestionnaire du réseau public auquel l'utilisateur est connecté.
Tableau 22
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14. Facturation de prestations complémentaires
Les gestionnaires des réseaux publics peuvent proposer des prestations complémentaires aux utilisateurs de leur réseau ou à d'autres personnes physiques ou morales, en particulier aux responsables d'équilibre et aux fournisseurs en faisant la demande. Les gestionnaires des réseaux publics garantissent la fourniture de ces prestations dans des conditions transparentes et non discriminatoires. A cet effet, les mêmes prestations sont proposées à tous les utilisateurs consommateurs d'électricité, sans distinction entre les consommateurs éligibles et non éligibles.
La facturation de ces prestations complémentaires par les gestionnaires de réseaux publics doit être effectuée sans discrimination entre les utilisateurs de réseau. Le barème de prix doit être public et transparent. La facturation de ces prestations doit seulement couvrir les coûts engagés pour leur fourniture.
Ces prestations, dont les coûts ne sont pas couverts par les tarifs réglementés d'utilisation des réseaux publics d'électricité définis aux sections 3 à 13 ci-dessus, sont facturées selon un barème de prix préalablement publié par le gestionnaire de réseau public concerné et communiqué à toute personne en faisant la demande. Cette publication doit être réalisée sur le site internet du gestionnaire de réseau ou, à défaut d'un tel site, par tout autre moyen approprié.
Fait à Paris, le 29 juillet 2005.
Pour la Commission de régulation de l'énergie :
Le président,
J. Syrota