Délibération du 29 mars 2013 portant proposition relative aux tarifs d'utilisation d'un réseau public d'électricité dans le domaine de tension HTA ou BT pour la période du 1er août 2009 au 31 juillet 2013

JORF n°0120 du 26 mai 2013
texte n° 25



Délibération du 29 mars 2013 portant proposition relative aux tarifs d'utilisation d'un réseau public d'électricité dans le domaine de tension HTA ou BT pour la période du 1er août 2009 au 31 juillet 2013

NOR: CRER1312494V
ELI: Non disponible



Participaient à la séance : Philippe de LADOUCETTE, président, Olivier CHALLAN BELVAL et Michel THIOLLIÈRE, commissaires.


Contexte


Au terme de plus de trois années de procédure, le Conseil d'Etat a annulé le 28 novembre 2012 la décision tacite d'approbation du 5 mai 2009 et la décision du 5 juin 2009 relative aux tarifs d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d'électricité en tant qu'elles fixent les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution ainsi que les décisions implicites des ministres chargés de l'énergie et de l'économie rejetant les recours gracieux dirigés contre ces décisions.
Le Conseil d'Etat a estimé que la méthodologie retenue par la CRE pour déterminer la rémunération du capital d'ERDF était erronée en droit car elle ne tenait pas compte des caractéristiques spécifiques de la comptabilité des concessions de distribution d'électricité (1). Cette annulation a pour effet de faire disparaître ces tarifs de l'ordonnancement juridique, avec un effet rétroactif à la date d'entrée en vigueur de ces tarifs, soit le 1er août 2009.
Toutefois, le Conseil d'Etat, considérant que l'application des deuxièmes tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité (TURPE 2) à la période tarifaire considérée ne serait pas de nature à satisfaire l'exigence de couverture des coûts complets supportés par le gestionnaire de réseau, a précisé qu'il appartenait à la CRE de proposer aux ministres compétents d'approuver de nouveaux tarifs de distribution, calculés en tenant compte des motifs de sa décision, pour la période courant à compter du 1er août 2009.
Le Conseil d'Etat a en conséquence différé la date d'effet de l'annulation des tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution au 1er juin 2013 afin de permettre l'adoption de ces nouveaux tarifs avant cette date.


Procédure


Il appartient donc à la CRE de proposer aux ministres chargés de l'économie et de l'énergie d'approuver une nouvelle version des troisièmes tarifs d'utilisation d'un réseau public d'électricité dans le domaine de tension HTA ou BT (TURPE 3 HTA/BT) selon la procédure applicable à la date des tarifs annulés, avant l'entrée en vigueur du code de l'énergie, qui a donné pleine compétence à la CRE en la matière. Ces nouveaux tarifs s'appliqueront rétroactivement à la période considérée et se substitueront aux tarifs annulés.
La décision du Conseil d'Etat impose que ces nouveaux tarifs soient adoptés et entrent en vigueur avant le 1er juin 2013, à défaut de quoi, en l'absence à cette date de nouveaux tarifs, l'annulation du TURPE 3 en tant qu'il concerne la distribution aurait pour effet d'appliquer le TURPE 2 à la période considérée.
Compte tenu des procédures applicables ― qui imposent la tenue d'une consultation publique sur les tarifs, un délai pour l'approbation de la proposition de la CRE par les ministres, la saisine du Conseil supérieur de l'énergie (CSE) ―, la décision du Conseil d'Etat a imposé en pratique à la CRE d'élaborer les termes de ces nouveaux tarifs dans un délai de deux mois.
La méthodologie la plus communément utilisée en Europe fonde la rémunération des opérateurs sur la valeur des actifs plutôt que sur le passif de ces entreprises. Cette méthodologie présente l'avantage de ne pas être tributaire du niveau de capitaux propres de l'entreprise et de lier de façon directe le niveau de rémunération et le niveau d'investissements réalisés sur les réseaux.
Par ailleurs, les principes de construction tarifaire consistent à établir des tarifs pour les années à venir en permettant à l'opérateur de couvrir ses coûts et donc en prenant en compte les facteurs de risques inhérents à un exercice prospectif tout en veillant à établir un cadre tarifaire propice à l'efficacité opérationnelle du distributeur. En effet, les tarifs sont généralement élaborés sur la base de charges prévisionnelles afin d'inciter l'opérateur à maîtriser ses charges.
Cependant, dans le délai imparti par la décision du Conseil d'Etat, qui impose d'élaborer des nouveaux tarifs qui entreront en vigueur le 1er juin 2013, il est impossible pour la CRE de mener les travaux permettant d'adapter cette approche aux principes développés par le Conseil d'Etat dans sa décision, en se fondant notamment sur une analyse approfondie du bilan d'ERDF et sur un benchmark des approches des autres régulateurs européens.
Aussi, la CRE propose de retenir une approche fondée sur la couverture ex post de la totalité des charges comptables engagées par ERDF, augmentée de la rémunération des capitaux propres. Cette approche est conforme aux conclusions du rapporteur public, qui souligne que la méthode comptable peut être mise en œuvre dans le délai fixé par le Conseil d'Etat en retenant les chiffres réels qui sont, à la date de sa décision, connus pour l'essentiel. Par ailleurs, la CRE estime que, dans le cas d'une application rétroactive, les avantages de l'approche généralement retenue par les régulateurs européens (incitations aux investissements et à la maîtrise des coûts) perdent de leur pertinence.
Par ailleurs, la CRE propose de rétablir rétroactivement les principes de régulation incitative tels qu'ils avaient été définis dans la décision annulée. Ces éléments, n'ayant pas été remis en cause par les motifs de la décision du Conseil d'Etat, conservent toute leur pertinence. Cette reconduction permet en outre de maintenir une certaine stabilité du cadre de régulation dès lors qu'ils ont vocation à être repris dans les prochains tarifs. Néanmoins, du fait de l'approche proposée d'une couverture ex post de la totalité des charges comptables engagées par ERDF, le dispositif de régulation incitative sur les charges d'exploitation et sur le coût d'achat des pertes ne peut pas être repris.
Conformément aux dispositions de l'article 4 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 modifiée, applicables aux présents tarifs, la CRE propose aux ministres chargés de l'économie et de l'énergie de nouveaux tarifs d'utilisation d'un réseau public d'électricité dans le domaine de tension HTA ou BT (TURPE 3 HTA/BT) destinés à s'appliquer rétroactivement à compter du 1er août 2009 et jusqu'au 31 juillet 2013. Pour préparer cette proposition, la CRE a procédé, en février 2013, à une consultation publique sur les principes de tarification envisagés.

(1) « Considérant qu'il ressort des pièces du dossier, notamment de sa proposition du 26 février 2009, que la Commission de régulation de l'énergie (CRE) a fixé le coût moyen pondéré du capital de la société ERDF au taux de 7,25 %, calculé comme la moyenne du taux de rémunération des fonds propres et de celui de la dette de cette société, chiffrés respectivement à 10,92 % et à 4,80 %, pondérés en fonction de l'importance relative des capitaux propres, d'un montant de 3 milliards d'euros au 31 décembre 2008, et des dettes, d'un montant de 4,1 milliards d'euros à la même date ; qu'ainsi la CRE a évalué le coût moyen pondéré du capital comme si le passif de la société ERDF avait été composé à 40 % de capitaux propres et à 60 % de dettes ; qu'en s'abstenant ainsi, pour déterminer le coût moyen pondéré du capital, de prendre en considération les "comptes spécifiques des concessions”, qui correspondent aux droits des concédants de récupérer gratuitement les biens de la concession en fin de contrat, dont le montant, au passif du bilan de la société ERDF, était de 26,3 milliards d'euros au 31 décembre 2008, ainsi que les "provisions pour renouvellement des immobilisations”, dont le montant était de 10,6 milliards d'euros, la CRE et les ministres ont retenu, ainsi que cela ressort du rapport du consultant du 13 juillet 2012, une méthode erronée en droit et, ainsi, méconnu les dispositions précitées du premier alinéa du II de l'article 4 de la loi du 10 février 2000 et l'article 2 du décret du 26 avril 2001. »



A. ― Principes méthodologiques


Pour établir les tarifs de distribution applicables sur la période allant du 1er août 2009 au 31 juillet 2013, la CRE a procédé en trois étapes. Elle a, en premier lieu, défini un revenu tarifaire de référence qui lui a permis, ensuite, d'en déduire les évolutions tarifaires de telle sorte que les recettes tarifaires sur la période du 1er janvier 2009 au 31 juillet 2013 soient égales aux revenus tarifaires de référence définis sur cette même période. Enfin, l'activité de l'opérateur est encadrée par différents dispositifs qui constituent ce que l'on appelle le cadre de régulation.
Définition du revenu tarifaire de référence.
L'approche proposée par la CRE consiste à définir un revenu tarifaire de référence, qui couvre la totalité des charges nettes comptables (2) d'ERDF auxquelles s'ajoutent, d'une part, la rémunération des capitaux propres comptables (3) de l'entreprise au taux de rémunération des capitaux propres et, d'autre part, l'apurement du solde du compte de régulation des charges et des produits (CRCP) déterminé à fin 2008.


RTréf = CNC + RCP + CRCP


Avec :
RTréf : Revenu tarifaire de référence ;
CNC : Charges nettes comptables ;
RCP : Rémunération des capitaux propres ;
CRCP : Apurement du solde du CRCP à fin 2008.
Les évolutions tarifaires.
Le revenu tarifaire est ventilé entre les utilisateurs sous forme de tarifs. Il existe plusieurs composantes tarifaires qui répondent à différentes finalités. Néanmoins, celles qui constituent l'essentiel du chiffre d'affaires de l'opérateur sont les tarifs de soutirage. Ces derniers se composent de différents coefficients, l'ensemble de ces coefficients étant désigné par le terme « structure tarifaire ».
La CRE propose de fixer les tarifs en vigueur du 1er août 2009 au 31 juillet 2013 de telle sorte que les recettes tarifaires sur la période du 1er janvier 2009 au 31 juillet 2013 soient égales aux revenus tarifaires de référence définis sur cette même période.
La CRE propose que le différentiel entre les tarifs annulés et les présents tarifs soit imputé sur la période du 1er juin 2013 au 31 juillet 2013. La CRE propose donc que les tarifs en vigueur du 1er août 2009 au 31 mai 2013 soient identiques à ceux annulés par le Conseil d'Etat.
En conséquence, le pourcentage d'évolution de la grille tarifaire au 1er juin 2013 est déterminé en comparant les revenus tarifaires de référence sur la période du 1er janvier 2009 au 31 juillet 2013 aux recettes tarifaires réalisées sur cette même période.
Le cadre de régulation.
Afin de maintenir une certaine stabilité du cadre de régulation, la CRE reprend dans les présents tarifs les mécanismes incitatifs mis en place dans les tarifs annulés et visant à améliorer la qualité de service et la qualité d'alimentation offerte aux utilisateurs. Ces mécanismes n'ont en effet pas été remis en cause par la décision du Conseil d'Etat et ont vocation à faire partie des prochains tarifs.
Ce cadre de régulation est complété par un dispositif de compte de régulation de charges et produits spécifique pour l'année 2013. En effet, la CRE propose que les écarts entre les charges nettes comptables et les recettes tarifaires et les estimations de la CRE pour la période du 1er janvier 2013 au 31 juillet 2013 soient imputés au solde du CRCP sous réserve que ces charges correspondent à celles d'un gestionnaire de réseau efficace. Ce compte permettra également de comptabiliser le total des incitations financières qui résulteront de l'application des mécanismes incitatifs.

(2) Sur la base des comptes sociaux de l'opérateur établis en normes françaises. (3) Sur la base des comptes sociaux de l'opérateur établis en normes françaises.



B. ― Durée des tarifs


Les présents tarifs sont destinés à s'appliquer du 1er août 2009 au 31 juillet 2013.


C. ― Définition du revenu tarifaire de référence
1. Charges nettes comptables


Les charges nettes à couvrir ont été déterminées comme la somme des résultats d'exploitation, financier et exceptionnel hors produits d'acheminement et après prise en compte de l'impôt sur la base des comptes sociaux d'ERDF pour la période 2009-2012.


EN MILLIONS D'EUROS

2009

2010

2011

2012 (4)

Charges nettes comptables

10 668

11 232

10 678

11 408

dont charges de personnel

2 193

2 230

2 291

2 470

dont consommations externes

7 368

7 572

7 379

7 752

dont dotations nettes aux amortissements et aux provisions

2 033

2 285

2 054

2 098

dont production immobilisée

― 996

― 1 116

― 1 231

― 1 277

(4) Le montant des charges nettes comptables de l'année 2012 est inférieur de 56 M€ au montant présenté dans la consultation publique du 5 février 2013 du fait d'un reclassement de produits d'acheminement en produits de services. Ce reclassement est sans impact sur le montant de l'ajustement.


Les charges nettes de l'année 2013 ont été estimées, sur la base à la fois des éléments présentés par ERDF et d'hypothèses de la CRE, à 11 735 M€. Les charges nettes sur la période du 1er janvier 2013 au 31 juillet 2013 correspondent à 7/12 des charges annuelles.


2. Rémunération des capitaux propres


La CRE propose de retenir une rémunération des capitaux propres égale au produit des capitaux propres de l'entreprise multiplié par le coût des fonds propres. Le niveau de rémunération des fonds propres doit apporter à l'opérateur une rentabilité comparable à celle qu'il pourrait obtenir, par ailleurs, pour des investissements comportant des niveaux de risque comparables.
La CRE propose de retenir un coût des fonds propres calculé avec les données suivantes :


Taux sans risque nominal (A)

4,2 %

Prime de marché (B)

4,5 %

Bêta des fonds propres (C)

0,66

Coût des fonds propres après IS (= A + B × C)

7,2 %


Ce taux apparaît cohérent avec les pratiques des autres régulateurs européens sur la base :
― des études commanditées auprès de consultants externes sur les taux de rémunération pour les infrastructures d'électricité et de gaz naturel en 2007 et 2011 ;
― des travaux d'évaluation internes menés régulièrement par la CRE.
Cette approche conduit aux résultats suivants :

EN MILLIONS D'EUROS

2009

2010

2011

2012

JANVIER-JUILLET 2013

Capitaux propres au 1er janvier

3 041

2 850

2 934

3 543

4 085

Rémunération après impôt

219

205

211

255

172


La rémunération pour la période du 1er janvier au 31 juillet 2013 est égale à 7/12 de la rémunération annuelle.


3. Apurement du compte de régulation des charges
et des produits des périodes tarifaires précédentes


Sur la base des règles exposées dans la section III-B de l'exposé des motifs du TURPE 2, des données prévisionnelles utilisées pour l'élaboration du TURPE 2 et des données comptables d'ERDF, le solde du CRCP à fin 2008 est de ― 836 M€ (en faveur d'ERDF) et se décompose de la façon suivante (en M€) :


Solde du CRCP TURPE 1 à fin 2008

557

Solde du CRCP TURPE 2 à fin 2008

― 1 392

Charges liées à la compensation des pertes sur les réseaux

― 1 468

Charges de capital

623

Recettes perçues au titre de la fourniture de prestations annexes

― 547

Total

― 836


Le solde significatif du CRCP à fin 2008 résulte notamment d'une évolution très défavorable des volumes et des prix des pertes réalisés par rapport aux données de référence du TURPE 2 et des hypothèses de recettes de prestations annexes retenues dans le cadre de ces tarifs, très au-dessus du réalisé, pour partie compensées par la surestimation des charges de capital.
Rémunéré à 7,25 % et apuré sur cinq ans (5) ce solde conduit à une annuité de 205 M€ avant impôt en faveur d'ERDF (soit 135 M€ après impôt).

(5) Comme prévu à la section III-B.3 de l'exposé des motifs du TURPE 2.



4. Revenu tarifaire de référence


L'approche proposée conduit à retenir la trajectoire de revenu tarifaire suivante :


EN MILLIONS D'EUROS

2009

2010

2011

2012

JANVIER-JUILLET 2013

Charges nettes comptables

10 668

11 232

10 678

11 408

6 845

Rémunération des capitaux propres

219

205

211

255

172

Annuité du CRCP

135

135

135

135

79

Revenu tarifaire de référence

11 021

11 571

11 023

11 797

7 096


D. ― Evolution tarifaire


La CRE propose que le différentiel entre les tarifs annulés et les présents tarifs soit imputé sur la période du 1er juin 2013 au 31 juillet 2013. Cette mesure permet d'éviter les surcoûts liés à une facturation rétroactive alors que le différentiel est faible.
La CRE propose donc que les tarifs applicables du 1er août 2009 au 31 mai 2013 soient identiques à ceux annulés par le Conseil d'Etat.
Afin que le différentiel entre les tarifs annulés et les présents tarifs soit imputé sur la période du 1er juin 2013 au 31 juillet 2013, le pourcentage d'évolution de la grille tarifaire au 1er juin 2013 doit être égal au ratio :
― de la somme actualisée des écarts avant impôt entre les revenus tarifaires de référence sur la période du 1er janvier 2009 au 31 juillet 2013 et les recettes tarifaires sur cette même période ; et
― des recettes tarifaires prévisionnelles sur la période du 1er juin 2013 au 31 juillet 2013.


EN MILLIONS D'EUROS

2009

2010

2011

2012 (6)

JANVIER-JUILLET 2013

Revenu tarifaire de référence

11 021

11 571

11 023

11 797

7 096

Recettes tarifaires

10 623

11 353

11 266

12 239

7 116

Ecart

― 399

― 218

242

441

20

Ecart avant impôt

― 608

― 333

370

673

30

(6) Le montant des recettes tarifaires de l'année 2012 est inférieur de 56 M€ au montant présenté dans la consultation publique du 5 février 2013 du fait d'un reclassement de produits d'acheminement en produits de services. Ce reclassement est sans impact sur le montant de l'ajustement.


Pour les années 2009 à 2012, les recettes tarifaires correspondent à celles perçues. Pour la période du 1er janvier 2013 au 31 juillet 2013, les recettes tarifaires correspondent à 7/12 des recettes prévues sur l'année 2013 si les tarifs applicables sur l'intégralité de cette année avaient été égaux à ceux en vigueur du 1er août 2012 au 31 mai 2013.
En valeur 2013, la somme actualisée à 4,2 % des écarts avant impôt est égale à 40 M€ (en faveur des utilisateurs).
Les recettes tarifaires prévisionnelles sur la période du 1er juin 2013 au 31 juillet 2013 (sur la base des tarifs en vigueur du 1er août 2012 au 31 mai 2013) étant de 1 621 M€, le pourcentage d'évolution des tarifs au 1er juin 2013 est de ― 2,5 % (= ― 40 M€/1 621 M€).


E. ― Cadre de régulation
1. Compte de régulation des charges et des produits


La CRE propose que les écarts entre les charges nettes comptables, les recettes tarifaires et les estimations de la CRE pour la période du 1er janvier 2013 au 31 juillet 2013 soient imputés au solde du CRCP sous réserve que ces charges correspondent à celles d'un gestionnaire de réseau efficace.
Afin d'assurer la neutralité financière du mécanisme, le solde actualisé du CRCP, pour les écarts observés sur la période du 1er janvier 2013 au 31 juillet 2013, est calculé en utilisant le taux sans risque nominal présenté à la section C.2.
Le CRCP est également le véhicule utilisé pour les incitations financières résultant de l'application des mécanismes de régulation incitative. Les incitations financières propres à chacun des mécanismes incitatifs sont calculées comme indiqué dans les sections correspondantes. Afin de lisser dans le temps l'impact de la régulation incitative de la continuité d'alimentation et de la qualité de service, le montant total des incitations financières est imputé au solde du CRCP calculé au titre de l'année 2013. Ces montants sont calculés annuellement et actualisés au taux sans risque nominal présenté à la section C.2.


2. Régulation incitative


La CRE propose de rétablir rétroactivement les principes de régulation incitative tels qu'ils avaient été définis dans la décision annulée. Ces éléments n'ayant pas été remis en cause par la décision du Conseil d'Etat conservent toute leur pertinence. Cette reconduction permet en outre de maintenir une certaine stabilité du cadre de régulation dès lors qu'ils ont vocation à être repris dans les prochains tarifs. Néanmoins, du fait de l'approche proposée d'une couverture ex post de la totalité des charges comptables engagées par ERDF, le dispositif sur les charges d'exploitation et sur le coût d'achat des pertes ne sont pas repris. Ainsi, seuls les mécanismes incitatifs portant sur la continuité d'alimentation et la qualité de service sont repris.


2.1. Continuité d'alimentation


La CRE propose de mettre en place un mécanisme d'incitations à l'amélioration de la continuité d'alimentation dans lequel l'indicateur « durée moyenne de coupure » est soumis à une incitation financière.
Nonobstant, les dispositions de la présente section, ERDF peut être amené à adresser à la CRE d'autres indicateurs de qualité des réseaux publics de distribution d'électricité, notamment dans le cadre du compte rendu d'activité d'ERDF. En outre, ERDF peut également transmettre aux acteurs concernés, et en particulier aux utilisateurs et aux autorités concédantes, des indicateurs de qualité des réseaux publics de distribution d'électricité.


2.1.1. Paramètres du schéma incitatif


Pour ERDF, la durée moyenne de coupure de l'année N (DMCN) est donnée par la formule suivante :



Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



DMCN est déterminée hors incidents consécutifs aux événements exceptionnels (cf. définition ci-après) et hors causes liées au réseau public de transport (ou aux délestages). Les coupures consécutives aux travaux sur les réseaux publics gérés par ERDF sont également exclues, en raison du programme d'élimination des transformateurs contenant du PCB, qui devrait occasionner, s'il était pris en compte, une augmentation temporaire de la durée moyenne de coupure dont ERDF indique être incapable, aujourd'hui, de mesurer l'ampleur. Afin d'éviter les dérives, ERDF transmet à la CRE la durée moyenne annuelle de coupure consécutive aux travaux sur les réseaux publics de distribution gérés par ERDF, avec le détail de l'impact lié au programme d'élimination des transformateurs contenant du PCB.
Le niveau de l'incitation financière de l'année N est donné par la formule suivante :



Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



DMCN réf : durée moyenne de coupure de référence de l'année N, exprimée en minutes. Sa valeur est fixée à 55 min en 2009 et 2010, 54 min en 2011 et 52 min en 2012 et 2013.
IN : incitation financière de l'année N, exprimée en M€, qui peut prendre des valeurs négatives. La valeur absolue de l'incitation annuelle IN est plafonnée à 50 M€. Pour l'année 2013, l'incitation au titre de la période du 1er janvier 2013 au 31 juillet 2013 est égale à 7/12 de l'incitation annuelle.


2.1.2. Suivi de la continuité d'alimentation


Avant la fin de chaque trimestre calendaire, ERDF transmet à la CRE les informations suivantes, relatives au trimestre précédent :
― la durée moyenne de coupure toutes causes confondues ;
― la durée moyenne de coupure pour des causes liées au réseau public de transport (ou aux délestages) ;
― la durée moyenne de coupure hors événements exceptionnels et hors causes liées au réseau public de transport (ou aux délestages) ;
― pour chaque événement exceptionnel : tout élément permettant de justifier le classement en événement exceptionnel, la durée moyenne de coupure due à l'événement ainsi que tout élément permettant d'apprécier la rapidité et la pertinence des mesures prises par ERDF pour rétablir les conditions normales d'exploitation ;
― la durée moyenne de coupure consécutive aux travaux sur le réseau public de distribution géré par ERDF (avec le détail de l'impact lié au programme d'élimination des transformateurs contenant du PCB).
Avant la fin du premier trimestre de chaque année, ERDF transmet à la CRE les informations suivantes, relatives à l'année précédente :
― la durée moyenne annuelle de coupure toutes causes confondues ;
― la durée moyenne annuelle de coupure pour des causes liées au réseau public de transport (ou aux délestages) ;
― la durée moyenne annuelle de coupure hors événements exceptionnels et hors causes liées au réseau public de transport (ou aux délestages) ;
― la durée moyenne annuelle de coupure consécutive aux travaux sur le réseau public de distribution géré par ERDF (avec le détail de l'impact lié au programme d'élimination des transformateurs contenant du PCB).


2.1.3. Evénements exceptionnels


Dans le cadre de la régulation incitative de la continuité d'alimentation, sont considérés comme des événements exceptionnels :
― les destructions dues à des actes de guerre, émeutes, pillages, sabotages, attentats, atteintes délictuelles ;
― les dommages causés par des faits accidentels et non maîtrisables, imputables à des tiers, tels que les incendies, explosions, chutes d'avion ;
― les catastrophes naturelles au sens de la loi n° 82-600 du 13 juillet 1982 modifiée ;
― l'indisponibilité soudaine, fortuite et simultanée de plusieurs installations de production raccordées au réseau public de transport, dès lors que la puissance indisponible est supérieure à ce que prévoit l'application des règles de sûreté mentionnées à l'article 28 du cahier des charges type de concession du réseau public de transport d'électricité (annexé au décret n° 2006-1731 du 23 décembre 2006) ;
― les mises hors service d'ouvrages décidées par les pouvoirs publics pour des motifs de sécurité publique ou de police dès lors que cette décision ne résulte pas du comportement ou de l'inaction du gestionnaire de réseau public d'électricité ;
― les phénomènes atmosphériques d'une ampleur exceptionnelle, au regard de leur impact sur les réseaux, caractérisés par une probabilité d'occurrence annuelle inférieure à 5 % pour la zone géographique considérée dès que, lors d'une même journée et pour la même cause, au moins 100 000 consommateurs finals alimentés par le réseau public de transport et/ou par les réseaux publics de distribution sont privés d'électricité.


2.2. Qualité de service


Le mécanisme de régulation de la qualité de service est constitué de deux types d'indicateurs :
― des indicateurs faisant l'objet d'un suivi par la CRE et d'une incitation financière en cas de non-atteinte ou de dépassement d'objectifs préalablement définis. Ces incitations financières prennent la forme soit de bonus ou de malus imputés au CRCP, soit de compensations financières versées directement par ERDF aux utilisateurs (ou aux tiers autorisés par ces utilisateurs) qui en font la demande ;
― des indicateurs faisant uniquement l'objet d'un suivi par la CRE.
Ces indicateurs sont transmis par ERDF à la CRE et publiés.
Nonobstant les dispositions de la présente section, ERDF peut être amené à adresser à la CRE d'autres indicateurs de qualité de service, notamment dans le cadre du compte rendu d'activité d'ERDF. En outre, ERDF peut également transmettre des indicateurs de qualité de service aux acteurs du marché, et en particulier aux fournisseurs ainsi qu'aux autorités concédantes, notamment dans le cadre du comité des utilisateurs de réseau de distribution électrique (CURDE) ou de relations contractuelles avec ERDF.


2.2.1. Indicateurs de suivi de la qualité de service d'ERDF
donnant lieu à incitation financière


Les cinq indicateurs suivants sont soumis à des incitations financières :
― nombre de réclamations sur rendez-vous planifié non respecté par ERDF ;
― taux de réponse aux réclamations dans les trente jours ;
― nombre de propositions de raccordement non envoyées dans les délais ;
― délai de transmission à RTE des courbes de mesure demi-horaires de chaque responsable d'équilibre ;
― taux de disponibilité du portail « Fournisseur ».
Le détail de ces indicateurs ainsi que les incitations financières associées sont précisés à l'annexe 1.
Le montant global des bonus/malus qu'ERDF serait amené à verser ou percevoir dans le cadre de la régulation incitative de la qualité de service est plafonné, en valeur absolue, à 20 M€/an.


2.2.2. Autres indicateurs de suivi de la qualité de service d'ERDF


Le suivi de la qualité de service d'ERDF se compose de :
― trois indicateurs relatifs aux interventions ;
― deux indicateurs relatifs à la relation avec les utilisateurs ;
― un indicateur relatif à la relation avec les fournisseurs ;
― quatre indicateurs relatifs à la relève et la facturation ;
― quatre indicateurs relatifs aux raccordements.
Le détail de ces indicateurs est précisé à l'annexe 1.


F. ― Structure tarifaire et règles applicables
aux utilisateurs des domaines de tension HTA ET BT
1. Principes généraux et structure des tarifs


Pour fonder sa proposition tarifaire, la CRE reconduit les principes généraux suivants, utilisés pour les tarifs TURPE 2.


1.1. Tarifs indépendants de la distance


Conformément aux dispositions du paragraphe 1 de l'article 4 du règlement (CE) n° 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 ».


1.2. Tarifs identiques sur tout le territoire


Le tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution est 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 prévu à l'article 1er de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 modifiée.


1.3. Tarifs fondés sur les coûts comptables des opérateurs


L'article 2 du décret n° 2001-365 du 26 avril 2001 dispose 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 [et] de la comptabilité générale des opérateurs ». La CRE retient donc une méthode de construction de la structure tarifaire qui se fonde sur les coûts comptables des opérateurs.
ERDF a réparti ses coûts comptables par domaine de tension. Une fois déterminé le coût global que doivent payer l'ensemble des utilisateurs d'un même niveau de tension, il convient de répartir ce coût entre les utilisateurs du même niveau de tension.


1.4. Allocation des coûts entre utilisateurs au prorata
des flux d'énergie induits sur les réseaux


L'énergie est injectée principalement en très haute tension pour être consommée en grande partie par les utilisateurs des réseaux de distribution. C'est pourquoi l'énergie emprunte successivement des portions de réseaux à des niveaux de tension décroissants.
Aussi, les utilisateurs de réseaux contribuent-ils, par les flux d'énergie qu'ils induisent, à une très grande majorité des coûts supportés par les opérateurs pour la gestion des réseaux amont. C'est pourquoi les recettes tarifaires perçues auprès d'un utilisateur contribuent à couvrir non seulement les coûts de son domaine de tension de raccordement mais aussi une partie de ceux des domaines de tension en amont.


1.5. Tarifs de soutirage en fonction de la puissance souscrite
et de l'énergie soutirée


Les tarifs de soutirage dépendent du domaine de tension de raccordement, de la puissance souscrite et de l'énergie soutirée.
Les recettes tarifaires perçues auprès des utilisateurs d'un même niveau de tension doivent permettre de couvrir le coût des pertes et des services système générés par ces utilisateurs ainsi qu'une partie des coûts fixes des réseaux, aux niveaux de tension amont et de raccordement.


1.6. Foisonnement de la puissance transitée
sur les réseaux de distribution


La probabilité que tous les utilisateurs soutirent simultanément la totalité de la puissance souscrite est d'autant plus faible que les utilisateurs soutirent de l'énergie pendant une courte durée dans l'année. Un utilisateur à faible durée d'utilisation contribuera dans une moindre mesure au dimensionnement des réseaux et, de ce fait, sa contribution au financement des coûts fixes doit être moindre.
Ce phénomène est appréhendé par les coefficients de foisonnement. Ces derniers reflètent la part de la puissance souscrite consommée en moyenne, par point de connexion, pendant les heures de plus forte charge du réseau amont.
Ce phénomène de foisonnement est encore plus marqué si le réseau emprunté par le flux de puissance est fortement maillé. Cela explique que le foisonnement soit différencié selon le niveau de tension. En effet, le foisonnement est d'autant plus important que le nombre de chemins offerts par le réseau au transit de la puissance est élevé.


1.7. Allocation des coûts entre utilisateurs
d'un même domaine de tension


Une fois déterminé le coût global que doivent couvrir les recettes tarifaires de l'ensemble des utilisateurs d'un même domaine de tension, il convient de répartir ce coût entre les utilisateurs de ce domaine de tension. Cette répartition se fait selon des critères différents selon les types de coûts.
Le coût des pertes dépend directement du volume des soutirages. Ce coût est par conséquent réparti entre les utilisateurs d'un même domaine de tension en fonction de la quantité d'énergie qu'ils soutirent.
Les autres coûts sont répartis en fonction du niveau de la puissance souscrite et de l'énergie soutirée par chaque utilisateur.


1.8. Structure des options tarifaires


Afin de concilier le principe de non-discrimination des tarifs inscrit au II de l'article 4 de la loi du 10 février 2000 et la volonté de maîtrise de la demande d'énergie prévue au IV de ce même article, la CRE reconduit les tarifs à différenciation temporelle déjà existants en distribution en renforçant par rapport à TURPE 2 :
― le degré de modulation temporelle en augmentant le ratio entre la part variable en heures pleines et celle en heures creuses ainsi qu'entre l'hiver et l'été ;
― l'attractivité des tarifs à différenciation temporelle par rapport aux tarifs sans différenciation.
Ces modifications s'appuient sur un critère objectif, à savoir l'augmentation constatée de la différenciation horaire et saisonnière des prix de marché et donc du coût d'achat des pertes au cours des années 2000.


2. Forme et principales évolutions des règles tarifaires pour l'utilisation
d'un réseau public d'électricité dans le domaine de tension HTA OU BT


Les règles tarifaires en vigueur du 1er août 2009 au 31 juillet 2013 sont définies à l'annexe 2.
Ces règles contiennent 13 sections. Les deux premières définissent les notions utilisées et la structure des tarifs. Les sections 3 à 12 décrivent les composantes tarifaires.
Les coefficients tarifaires applicables pour chacune des périodes considérées sont définis aux annexes 3 à 7 pour les composantes tarifaires décrites aux sections 3 à 7. Les coefficients tarifaires applicables du 1er août 2009 au 31 juillet 2013 pour les composantes tarifaires décrites aux sections 8 à 12 sont définis à l'annexe 2.
Les présentes règles s'appliquent pour la période courant du 1er août 2009 au 31 juillet 2013. Les règles définies dans le cadre du TURPE 2 sont pour l'essentiel reconduites.
Toutefois, au vu du retour d'expérience fourni par les gestionnaires de réseaux ainsi que les contributions reçues lors des consultations publiques du 18 février 2008, du 26 août 2008 et du 5 février 2009, certaines dispositions des règles tarifaires sont modifiées ou complétées.


2.1. Définitions


La liste des définitions est complétée afin de clarifier les conditions d'application des tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité.


2.2. Structure des tarifs


La section 2 contient une description des différentes catégories de charges couvertes par les tarifs d'utilisation d'un réseau public d'électricité dans le domaine de tension HTA ou BT, de la structure des tarifs établie de façon à refléter ces différentes catégories de charges et de la façon d'appliquer les différents tarifs en chaque point de connexion.
Les modalités de calcul des tarifs pour les points de connexion raccordés au réseau pour une durée inférieure à un an sont également précisées.


2.3. Gestion


Le dispositif mis en place pour TURPE 2 est reconduit, à savoir la facturation explicite des frais de gestion sous la forme d'un terme fixe appliqué à tous les utilisateurs (producteurs, consommateurs et gestionnaires de réseaux) en fonction de leur domaine de tension de raccordement. Ce dispositif 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.
Afin de mieux refléter les coûts engagés par les gestionnaires de réseaux, la facturation de la composante annuelle de gestion est réalisée par point de connexion et par contrat d'accès.
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.


2.4. Comptage


Les dispositions permettant aux utilisateurs de choisir librement leurs dispositifs de comptage et de pouvoir bénéficier ainsi d'offres de fourniture adaptées à leur consommation sont reconduites.
Tous les utilisateurs se voient facturer une composante de comptage en fonction des prestations qu'ils ont souhaitées (compteur à index ou à courbe de mesure, contrôle de la puissance, etc.).
Cette composante ne dépend 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, etc.), 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.
Toutefois, afin de simplifier les dispositions mises en place dans TURPE 2, une tarification identique pour les compteurs à simple et multi-index et une clarification de la tarification de la composante de comptage selon le régime de propriété des compteurs sont proposées.
La nouvelle composante de comptage couvre, pour les utilisateurs propriétaires de leur dispositif de comptage, les coûts :
― de vérification du bon fonctionnement des matériels de comptage réalisée à l'initiative des gestionnaires de réseaux publics ;
― de relève ou de télérelève (dont les coûts d'abonnement et de communication) ;
― de mesure, de calcul et d'enregistrement des données de comptage ;
― de validation, de correction et de mise à disposition des données de comptage validées ;
― le cas échéant, de profilage, pour les utilisateurs ne disposant pas de compteurs avec enregistrement de la courbe de mesure.
Les données de comptage sont transmises à l'utilisateur, ou à un tiers autorisé par l'utilisateur, selon une fréquence minimale définie en fonction du domaine de tension et de la puissance de soutirage qu'il a souscrite et/ou de la puissance maximale d'injection du point de connexion.
Pour les utilisateurs dont le dispositif de comptage est la propriété des gestionnaires de réseaux publics ou des autorités organisatrices de la distribution publique d'électricité, la nouvelle composante de comptage couvre, également, les coûts :
― des charges de capital des dispositifs de comptage déduction faite de la part des contributions de raccordement relative aux dispositifs de comptage ;
― d'entretien des matériels de comptage ;
― de renouvellement des matériels de comptage ;
― le cas échéant, de synchronisation des matériels de comptage.
En revanche, cette composante de comptage ne comprend pas le coût des changements des dispositifs de comptage réalisés à la demande de l'utilisateur ou d'un tiers autorisé par l'utilisateur, qui font l'objet d'une facturation spécifique dans le cadre des règles tarifaires relatives aux prestations annexes réalisées sous le monopole des gestionnaires de réseaux publics d'électricité.
En application du décret n° 2007-1280 du 28 août 2007 relatif à la consistance des ouvrages de branchement et d'extension des raccordements aux réseaux publics d'électricité, les coûts de première pose d'un dispositif de comptage et de plombage font, désormais, l'objet d'une facturation dans le cadre de la contribution versée au maître d'ouvrage des travaux de raccordement.
Dans sa communication du 6 juin 2007 sur l'évolution du comptage électrique basse tension de faible puissance (≤ 36 kVA), la CRE a accepté le principe d'une expérimentation menée par ERDF sur le déploiement à grande échelle de systèmes de comptage évolués. Pour accompagner cette expérimentation, la composante de comptage applicable aux utilisateurs équipés d'un compteur évolué est identique à celle appliquée aux autres utilisateurs.


2.5. Soutirage sur le domaine de tension HTA


Les utilisateurs raccordés au domaine de tension HTA ont le choix entre trois options tarifaires :
― option sans différenciation temporelle ;
― 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 un tiers autorisé par lui. Les gestionnaires de réseaux publics de distribution conseillent les utilisateurs ou les tiers autorisés par eux pour leur permettre de choisir l'option la mieux adaptée à leurs besoins.


2.6. Soutirage sur le domaine de tension BT
2.6.1. 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.


2.6.2. 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 un tiers autorisé par lui. Les gestionnaires de réseaux publics de distribution conseillent les utilisateurs ou les tiers autorisés par eux pour leur permettre de choisir l'option la mieux adaptée à leurs besoins.


2.7. Alimentations complémentaires et de secours


Le niveau de la composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours est 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 complémentaires ou de secours, 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 complémentaire ou de secours.


2.8. Regroupement conventionnel des points de connexion


Le niveau de la composante de regroupement est calculé à partir des charges moyennes directes des liaisons qui permettent physiquement le regroupement. Cette 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.


2.9. 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 n° 2000-108 du 10 février 2000 modifiée et par le II de l'article 5 du décret n° 2001-365 du 26 avril 2001. Pour tenir compte de ces spécificités dans les tarifs applicables aux différents domaines de tension, les dispositifs particuliers suivants sont maintenus :
― l'utilisation des ouvrages de transformation est facturée en fonction des charges moyennes directes des postes de transformation ; 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 pour le TURPE 2.


2.10. 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, le dispositif de facturation des dépassements ponctuels programmés (DPP) mis en place lors du TURPE 2 est reconduit. Ces dépassements, qui doivent être convenus à l'avance avec le gestionnaire du réseau public, sont facturés au prix moyen de l'énergie soutirée par un utilisateur ayant un taux d'utilisation de 25 %.
Afin d'améliorer ce dispositif, la période d'application des DPP est étendue du 1er mai au 31 octobre, les périodes de maintenance étant pour partie situées en dehors de la période d'application des DPP en vigueur pour le TURPE 2.
En contrepartie, la demande de DPP est conditionnée à la réalisation de travaux sur les installations électriques du demandeur.
Le mécanisme des DPP est transitif afin de ne pas pénaliser les gestionnaires de réseaux publics de distribution.


2.11. Energie réactive


Le dispositif de tarification de l'énergie réactive pour les flux de soutirage est reconduit.


2.11.1. Sur les capacités constructives des régulations à basse puissance


Pour accompagner le développement de la production décentralisée tout en assurant la sécurité du système électrique, le dispositif de tarification des transits de puissance réactive pour les flux d'injection est complété.
Les règles tarifaires TURPE 2 caractérisaient les plages de fourniture ou d'absorption de transit de puissance réactive non soumises à tarification grâce à deux seuils de rapport de « tangente phi ». Mais cette caractérisation s'est avérée insuffisante compte tenu des capacités constructives des installations à faible puissance. Les plages non facturées à faible puissance sont donc élargies.


2.11.2. Sur les installations de production en réglage de tension
mais sans contrat de participation aux services système


La création des zones de développement de l'éolien a aboli le seuil de 12 MW qui plafonnait préalablement la puissance des installations de production décentralisée. Ainsi, la production décentralisée de forte puissance est appelée à se développer sous l'impulsion de l'éolien. Par voie de conséquence, des contraintes plus fortes de tension haute commencent à apparaître aux points de connexion de ces parcs pour lesquelles une augmentation des valeurs de « tangente phi » en mode absorption de puissance réactive s'avère insuffisante.
Dans la mesure où ces installations ne sont pas appelées à contracter avec le gestionnaire du réseau public de transport un contrat de participation aux services système, les règles tarifaires prévoient, en supplément des dispositions existantes, des niveaux des pénalités applicables à une installation participant au réglage de la tension sur demande des gestionnaires de réseaux.


2.11.3. Sur l'évolution des périodes de comptage


Les périodes soumises à tarification sont modifiées pour s'adapter à la programmabilité des appareils de comptage de type A5.


2.12. Regroupement conventionnel des points de connexion


Les modalités actuelles de regroupement favorisent le déséquilibre des moyens de compensation et empêchent les gestionnaires de réseaux de distribution de contrôler les transits de puissance réactive en sortie d'installations de production regroupées avec d'autres installations.
Dans ces conditions, les règles tarifaires prévoient que le regroupement conventionnel des points de connexion pour la facturation de la composante annuelle de la puissance réactive ne soit possible que dans les conditions fixées par les gestionnaires de réseaux dans leurs documentations techniques de référence.


2.13. Disposition transitoire relative à la mise en œuvre
de la présente proposition tarifaire


Afin de permettre aux utilisateurs de bénéficier rapidement des incitations induites par l'augmentation de l'horo-saisonnalité des tarifs, la CRE avait introduit, dans une mesure transitoire permettant pendant six mois, à compter du 1er août 2009, la possibilité de ne pas attendre la date anniversaire du dernier choix d'option tarifaire pour changer d'option.
En contrepartie, cette disposition devait avoir pour conséquence une augmentation importante des demandes de changement d'option tarifaire sur une courte période. Certains gestionnaires de réseaux de distribution pouvaient avoir besoin de plusieurs mois pour effectuer le basculement de l'ensemble des utilisateurs concernés. Par suite, le délai standard de réalisation de la prestation de changement de formule tarifaire d'acheminement prévu par la proposition de la CRE du 30 octobre 2008, relative aux prestations annexes réalisées sous le monopole des gestionnaires de réseaux, pouvait ne pas être respecté.

  • Annexe



    A N N E X E S
    A N N E X E 1
    INDICATEURS DE SUIVI DE LA QUALITÉ DE SERVICE D'ERDF
    1. Indicateurs de suivi de la qualité de service d'ERDF
    donnant lieu à incitation financière
    1.1. Nombre de réclamations sur rendez-vous planifié non respecté par ERDF


    Indicateur :
    Nombre de réclamations sur rendez-vous planifié non respecté par ERDF ayant donné lieu au versement d'une compensation financière (avec un détail par catégorie d'utilisateurs).
    Suivi :
    Fréquence de calcul : trimestrielle.
    Fréquence de transmission à la CRE : trimestrielle.
    Fréquence de publication : trimestrielle.
    Objectif :
    100 % des rendez-vous non tenus du fait d'ERDF et signalés par les utilisateurs ou les tiers autorisés par ces utilisateurs font l'objet d'une compensation financière.
    Incitation :
    Compensation financière versée par ERDF : montants identiques à ceux facturés par ERDF en cas de non-exécution d'une intervention programmée du fait de l'utilisateur ou d'un tiers autorisé par cet utilisateur (absence au rendez-vous, etc.), pour chaque rendez-vous non tenu.
    Versement : directement aux utilisateurs qui en font la demande (ou aux tiers autorisés par ces utilisateurs si la demande a été réalisée par ces tiers).


    1.2. Taux de réponse aux réclamations dans les trente jours


    Indicateur :
    Nombre de réclamations des utilisateurs traitées dans les trente jours calendaires / nombre total de réclamations (hors réclamations ayant fait l'objet d'une demande d'indemnisation liée à la qualité sur les réseaux publics).
    Suivi :
    Fréquence de calcul : mensuelle.
    Fréquence de transmission à la CRE : trimestrielle.
    Fréquence de publication : trimestrielle.
    Fréquence de calcul de l'incitation : annuelle (à compter de l'entrée en vigueur des tarifs).
    Objectif :
    Objectif de base : 95 % des réclamations des utilisateurs (reçues soit directement, soit par l'intermédiaire des tiers autorisés par ces utilisateurs) traitées dans les trente jours calendaires (hors réclamation ayant fait l'objet d'une demande d'indemnisation liée à la qualité sur les réseaux publics).
    Incitation :
    Malus : 100 000 € par point entier en dessous de l'objectif de base.
    Versement : au CRCP.
    Nota. ― Les réclamations ayant fait l'objet d'une demande d'indemnisation liée à la qualité sur les réseaux publics ont été exclues de cet indicateur à la demande d'ERDF.


    1.3. Nombre de propositions de raccordement non envoyées dans les délais


    Cet indicateur ainsi que les compensations financières associées concernent uniquement les raccordements dont la maîtrise d'ouvrage est intégralement assurée par ERDF.
    Indicateur :
    Nombre de propositions de raccordement non envoyées dans le délai maximum résultant de la qualification de la demande, en conformité avec le barème d'ERDF de facturation des opérations de raccordement au réseau public de distribution d'électricité (avec un détail par catégorie de raccordements).
    Suivi :
    Fréquence de calcul : trimestrielle.
    Fréquence de remontée à la CRE : trimestrielle.
    Fréquence de publication : trimestrielle.
    Objectif :
    100 % des dépassements de délais d'envoi des propositions de raccordement signalés par le demandeur de raccordement ou par un tiers autorisé par lui font l'objet d'une compensation financière.
    Incitation :
    Compensation financière versée par ERDF :
    30 € pour les demandeurs de raccordement individuel en BT ≤ 36 kVA ;
    100 € pour les demandeurs de raccordement individuel en BT > 36 kVA et les demandeurs de raccordement collectif en BT ;
    1 000 € pour les demandeurs de raccordement en HTA.
    Versement : au demandeur du raccordement (ou au tiers autorisé par lui si la demande de compensation financière a été réalisée par ce tiers).


    1.4. Délai de transmission à RTE des courbes de mesure demi-horaires
    de chaque responsable d'équilibre


    Indicateur :
    Taux de respect du délai d'envoi à RTE des bilans globaux de consommation des responsables d'équilibre déclarés actifs (avec sites) sur le réseau d'ERDF pour la semaine S-2 en S et relatifs aux courbes de mesure (CdM) suivantes :
    ― CdM agrégée des consommations des sites à courbe de mesure télérelevée ;
    ― CdM agrégée des consommations des sites à index (profilée) ;
    ― CdM agrégée des productions des sites à courbe de mesure télérelevée ;
    ― CdM agrégée des productions de sites à index (profilée).
    Suivi :
    Fréquence de calcul : trimestrielle.
    Fréquence de transmission à la CRE : trimestrielle.
    Fréquence de publication : trimestrielle.
    Fréquence de calcul de l'incitation : annuelle (à compter de l'entrée en vigueur des tarifs).
    Objectif :
    Objectif de base : 90 %
    Objectif cible : 96 %.
    Incitation :
    Malus : 50 000 € par point entier en dessous de l'objectif de base.
    Bonus : 50 000 € par point entier au-dessus de l'objectif cible.
    Versement : au CRCP.


    1.5. Taux de disponibilité du portail « Fournisseur »


    Indicateur :
    Nombre d'heures de disponibilité (hors indisponibilités programmées)/nombre d'heures d'ouverture du portail SGE (les heures d'ouverture sont de 7 heures à 19 heures du lundi au samedi, sauf jours fériés).
    Suivi :
    Fréquence de calcul : hebdomadaire.
    Fréquence de transmission à la CRE : trimestrielle.
    Fréquence de publication : trimestrielle.
    Fréquence de calcul de l'incitation : hebdomadaire et annuelle (à compter de l'entrée en vigueur des tarifs).
    Objectif :
    Objectif de base : 96 % par semaine.
    Objectif cible : 99 % par année.
    Incitation :
    Malus : 10 000 € par semaine en dessous de l'objectif de base.
    Bonus : 100 000 € par année au-dessus de l'objectif cible.
    Versement : au CRCP.


    2. Autres indicateurs de suivi de la qualité de service d'ERDF
    2.1. Indicateurs relatifs aux interventions




    LIBELLÉ DE L'INDICATEUR

    CALCUL DE L'INDICATEUR

    FRÉQUENCE DE TRANSMISSION
    à la CRE

    Délai de réalisation d'une mise en service (MES) sur installation existante

    Taux de MES sur installation existante réalisées par tranche de délai et par catégorie de consommateurs

    Mois

    Délai de réalisation d'une résiliation

    Taux de résiliations réalisées par tranche de délai et par catégorie de consommateurs

    Mois

    Délai de réalisation d'un changement de fournisseur

    Taux de changement de fournisseur réalisés par tranche de délai et par catégorie de consommateurs

    Mois


    Nota. ― Les systèmes d'information (SI) actuels d'ERDF ne permettent pas à l'opérateur de produire les indicateurs relatifs à la réalisation des prestations annexes sur le périmètre de l'ensemble des consommateurs. Ces indicateurs sont, en effet, calculés sur le seul périmètre des consommateurs gérés par les SI mis en place pour l'ouverture des marchés. Cet état de fait perdurera jusqu'à la complète séparation des SI d'ERDF et d'EDF.


    2.2. Indicateurs relatifs à la relation avec les utilisateurs



    LIBELLÉ DE L'INDICATEUR

    CALCUL DE L'INDICATEUR

    FRÉQUENCE DE TRANSMISSION
    à la CRE

    Nombre total de réclamations d'utilisateurs

    Nombre de réclamations d'utilisateurs (reçues soit directement, soit par l'intermédiaire d'un tiers autorisé par l'utilisateur) par nature et par catégorie d'utilisateurs

    Trimestre

    Taux de réponse aux réclamations d'utilisateurs dans les trente jours (détaillés par nature et par catégorie d'utilisateurs)

    Nombre de réclamations d'utilisateurs traitées dans les trente jours/nombre total de réclamations, par nature et par catégorie d'utilisateurs (cet indicateur est calculé hors réclamations ayant fait l'objet d'une demande d'indemnisation liée à la qualité sur les réseaux publics)

    Trimestre


    2.3. Indicateurs relatifs à la relation avec les fournisseurs




    LIBELLÉ DE L'INDICATEUR

    CALCUL DE L'INDICATEUR

    FRÉQUENCE DE TRANSMISSION
    à la CRE

    Taux d'accessibilité de la ligne téléphonique spécialisée fournisseurs

    Nombre des appels servis sur la ligne « affaires urgentes » des accueils acheminement/Nombre d'appels à traiter

    Trimestre


    2.4. Indicateurs relatifs à la relève et la facturation




    LIBELLÉ DE L'INDICATEUR

    CALCUL DE L'INDICATEUR

    FRÉQUENCE DE TRANSMISSION
    à la CRE

    Taux de compteurs avec au minimum un relevé sur index réel dans l'année pour les consommateurs BT ≤ 36 kVA

    Nombre de compteurs avec au minimum un relevé sur index réel dans l'année/nombre de compteurs à relever

    Trimestre

    Taux de relevés mensuels publiés sur index réel pour les consommateurs BT > 36 kVA et HTA en contrat unique

    Nombre de relevés publiés sur index réel/nombre de relevés publiés

    Mois

    Taux de publication par SGE (*) des relevés et des factures, des consommateurs BT > 36 kVA et HTA en contrat unique, dans les délais

    Nombre de données de relève et de facturation publiées dans les délais/nombre de points de relevés attendus

    Mois

    Taux d'absence au relevé trois fois et plus des consommateurs BT ≤ 36 kVA

    Nombre de clients absents trois fois et plus lors du relevé/nombre de compteurs à relever

    Trimestre

    (*) SGE : Système de gestion des échanges.


    2.5. Indicateurs relatifs aux raccordements


    Ces indicateurs concernent uniquement les raccordements dont la maîtrise d'ouvrage est intégralement assurée par ERDF.


    LIBELLÉ DE L'INDICATEUR

    CALCUL DE L'INDICATEUR

    FRÉQUENCE DE TRANSMISSION
    à la CRE

    Taux d'accessibilité téléphonique des accueils raccordement électricité

    Nombre d'appels téléphoniques pris/nombre d'appels reçus

    Trimestre

    Délai d'envoi de la proposition technique et financière de raccordement

    Délai d'envoi de la proposition technique et financière de raccordement à partir de la qualification de la demande (avec un détail par catégorie de raccordements).

    Trimestre

    Taux de respect de la date convenue de mise en exploitation des ouvrages de raccordement

    Nombre de raccordements mis en exploitation dans le délai convenu lors de la réception de l'accord sur la proposition technique et financière de raccordement (et le cas échéant l'ordre de service de la collectivité compétente en matière d'urbanisme)/Nombre de raccordements mis en exploitation (avec un détail par catégorie de raccordements)

    Trimestre

    Délai de réalisation des travaux de raccordement

    Délai entre la date de réception de l'accord sur la proposition technique et financière de raccordement (et le cas échéant l'ordre de service de la collectivité compétente en matière d'urbanisme) et la date réelle de mise en exploitation (avec un détail par catégorie de raccordements) :
    ― délai moyen pour les raccordements individuels BT ≤ 36 kVA sans extension
    ― taux de raccordement par tranche de délai dans les autres cas (avec un détail par catégorie de raccordements)

    Trimestre


    A N N E X E 2
    RÈGLES TARIFAIRES POUR L'UTILISATION D'UN RÉSEAU PUBLIC D'ÉLECTRICITÉ
    DANS LE DOMAINE DE TENSION HTA OU BT EN VIGUEUR DU 1er AOÛT 2009 AU 31 JUILLET 2013
    1. Définitions


    Pour l'application des présentes règles, les termes mentionnés ci-dessous ont les significations suivantes.


    1.1. Absorption de puissance réactive


    Transit d'énergie électrique réactive par le point de connexion destiné à desservir l'utilisateur du réseau public d'électricité.


    1.2. 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.


    1.2.1. 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.


    1.2.2. 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 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 manœuvres d'exploitation auxquelles peuvent procéder leurs gestionnaires.


    1.2.3. 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 manœuvres d'exploitation auxquelles peuvent procéder leurs gestionnaires.


    1.3. 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.


    1.4. Classe temporelle


    Pour tout tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité, on appelle classe temporelle l'ensemble des heures de l'année durant lesquelles le même coefficient tarifaire s'applique.


    1.5. Contrat d'accès au réseau


    Le contrat d'accès au réseau est le contrat visé à l'article 23 de la loi n° 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.


    1.6. 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.


    1.7. 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.
    Un compteur évolué est un dispositif de comptage relié aux réseaux de télécommunication, paramétrable et consultable à distance à partir des systèmes d'information administrés par le gestionnaire de réseau public. La relève et le contrôle des flux au point de connexion de l'installation sont assurés de façon automatisée.


    1.8. 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 :


    TENSION DE CONNEXION (Un)

    DOMAINE DE TENSION

    Un ≤ 1 kV

    BT
     
    Domaine basse tension

    1 kV < Un 40 kV

    HTA1

    Domaine HTA

    Domaine haute tension

    40 kV < Un 50 kV

    HTA2

     

     

    50 kV < Un 130 kV

    HTB 1

    Domaine HTB

     

    130 kV < Un 350 kV

    HTB 2

     

     

    350 kV < Un 500 kV

    HTB 3

     

     


    Les tarifs applicables aux utilisateurs connectés aux réseaux publics en HTA2 sont ceux du domaine de tension HTB 1. Dans l'ensemble des présentes règles, les tarifs applicables aux utilisateurs connectés aux réseaux publics en HTA1 sont intitulés tarifs du domaine de tension HTA.


    1.9. Fourniture de puissance réactive


    Transit d'énergie électrique réactive par le point de connexion destiné à l'alimentation du réseau public d'électricité par l'utilisateur.


    1.10. Index


    Les index d'énergies représentent l'intégration temporelle de valeurs efficaces d'une puissance, indépendamment pour chaque quadrant, depuis une origine temporelle choisie.


    1.11. Injection de puissance active


    Transit d'énergie électrique active par le point de connexion destiné à l'alimentation du réseau public d'électricité par l'utilisateur.


    1.12. Jeu de barres


    Ensemble triphasé de trois rails métalliques ou de trois conducteurs dont chacun compose un ensemble de points, de tension identique, communs à chaque phase d'un système triphasé et qui permettent la connexion des installations (instruments, lignes, câbles) entre elles. Un jeu de barre n'est pas une liaison (telle que définie ci-dessous) au sens des présentes règles tarifaires.


    1.13. Liaison


    Une liaison est constituée par un circuit, ensemble de conducteurs et, le cas échéant, du câble de garde.


    1.14. Ouvrages de transformation


    Les ouvrages de transformation sont les ouvrages des réseaux publics d'électricité qui sont situés à l'interface entre deux domaines de tension différents.


    1.15. 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.


    1.16. 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'équilibre. Ce système est basé sur la détermination, pour des catégories d'utilisateurs, de la forme de leur consommation ou production (les profils).


    1.17. Puissance active (P)


    La puissance active P désigne, en un point quelconque du réseau électrique, le flux d'énergie moyen en régime établi.


    1.18. Puissance apparente (S)


    La puissance apparente S représente l'amplitude du signal de puissance instantanée en un point quelconque du réseau électrique.


    1.19. Puissance réactive (Q) et énergie réactive


    La puissance réactive Q est égale à la puissance active que multiplie le rapport tg w.
    L'énergie réactive désigne l'intégrale de la puissance réactive Q pendant une période de temps déterminée. L'énergie réactive est stockée sous forme de champ électromagnétique dans l'environnement des réseaux électriques, mais n'est pas consommée par ses utilisateurs.


    1.20. Rapport tangente phi (tg w)


    Le rapport tangente phi (tg w) mesure, en un point quelconque du réseau électrique, le déphasage des signaux de tension et d'intensité. Le rapport tg w constitue un paramètre important de la conduite et de la sûreté du réseau électrique.


    1.21. Soutirage de puissance active


    Transit d'énergie électrique active par le point de connexion destiné à desservir l'utilisateur du réseau public d'électricité.


    1.22. Utilisateur


    Un utilisateur d'un réseau public de transport ou de distribution est toute personne physique ou tout établissement d'une personne morale, notamment 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 au II de l'article 4 de la loi du 10 février 2000 modifiée 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 n° 2001-365 du 26 avril 2001 modifié, ils couvrent notamment :
    ― les coûts liés à la constitution de réserves d'exploitation qui comprennent les coûts relatifs à l'acquisition par les gestionnaires de réseaux publics des services système 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 ;
    ― la part des coûts des prestations annexes réalisées sous le monopole des gestionnaires de réseaux publics non couverte par les tarifs de ces prestations ;
    ― la part des coûts de branchement et d'extension des réseaux publics d'électricité non couverte par les contributions versées aux gestionnaires de réseaux publics lorsque ceux-ci sont maîtres d'ouvrage des travaux de raccordement.
    Par exception, certaines prestations spécifiquement identifiées, réalisées à la demande de l'utilisateur ou de son fait, font l'objet d'une facturation séparée, notamment dans les conditions prévues par la (les) décision(s) approuvant la (les) proposition(s) tarifaire(s) relative(s) aux prestations annexes réalisées sous le monopole des gestionnaires de réseaux publics d'électricité en vigueur, pour la part de leurs coûts non couverte par les tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité définis aux sections 3 à 12 ci-après. 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 douze 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 (les) composante(s) annuelle(s) de gestion (CG) ;
    ― la (les) composante(s) annuelle(s) 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 composante de regroupement conventionnel des points de connexion (CR) ;
    ― 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 (CER).
    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.
    Lorsqu'un utilisateur est raccordé au réseau public d'électricité pour une durée inférieure à un an, la part fixe des tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité définis aux sections 3 à 12 ci-après est calculée pro rata temporis avec un pas mensuel sans que le montant facturé puisse être inférieur à 1/12e de la part fixe considérée.


    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. Son montant est fonction des conditions d'établissement de ce contrat par le gestionnaire de réseau public 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 n° 2000-108 du 10 février 2000 modifiée.
    La composante annuelle de gestion d'un contrat d'accès conclu par un fournisseur exclusif est, également, applicable :
    ― aux consommateurs n'ayant pas fait usage de la faculté prévue au I de l'article 22 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 modifiée ;
    ― aux utilisateurs qui bénéficient d'un tarif d'achat antérieur à la loi n° 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) et pour chaque contrat d'accès selon le tableau 1 ci-dessous :


    Tableau 1




    a1 (€/an)

    CONTRAT D'ACCÈS AU RÉSEAU
    conclu par l'utilisateur

    CONTRAT D'ACCÈS AU RÉSEAU
    conclu par le fournisseur

    HTA

     

     

    BT > 36 kVA

     

     

    BT ≤ 36 kVA

     

     


    4. Composante annuelle de comptage (CC)


    La composante annuelle de comptage couvre les coûts de comptage, de contrôle, de relève, de transmission de données de comptage (celles-ci sont transmises à l'utilisateur ou à un tiers autorisé par lui selon une fréquence minimale définie dans les tableaux 2.1 et 2.2 ci-dessous) et, le cas échéant, de location, d'entretien et 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.
    La composante annuelle de comptage est établie pour chaque dispositif de comptage et pour chaque contrat d'accès selon les tableaux 2.1 et 2.2 ci-dessous en fonction du régime de propriété du dispositif de comptage.
    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 injectés ou soutirés et des puissances souscrites, selon des règles publiées dans leur documentation technique de référence. Dans ce cas, la composante annuelle de comptage est égale à 1,20 €/an.


    4.1. Dispositifs de comptage propriété des gestionnaires de réseaux publics
    ou des autorités organisatrices de la distribution publique d'électricité


    La composante annuelle de comptage facturée aux utilisateurs dont le dispositif de comptage est la propriété des gestionnaires de réseaux publics, ou des autorités organisatrices de la distribution publique, est définie dans le tableau 2.1 ci-après, en fonction du domaine de tension, de la puissance de soutirage souscrite et/ou de la puissance maximale d'injection, de son contrôle et des grandeurs mesurées (index ou courbe de mesure).


    Tableau 2.1




    DOMAINE
    de tension

    PUISSANCE
    (P)

    FRÉQUENCE
    minimale
    de transmission

    CONTRÔLE
    de la puissance

    GRANDEURS
    mesurées

    COMPOSANTE
    annuelle de comptage
    €/an

    HTA


    Mensuelle

    Dépassement

    Courbe de mesure

     

     

     

     

     

    Index

     

    BT


    Mensuelle

    Dépassement

    Courbe de mesure

     

     

    P > 36 kVA

    Mensuelle

    Dépassement
    Disjoncteur

    Index


     

    18 kVA < P ≤ 36 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

     

     

    P ≤ 18 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

     

     

    P ≤ 36 kVA

    Bimestrielle

    Compteur évolué

    Index

     


    4.2. Dispositifs de comptage propriété des utilisateurs


    La composante annuelle de comptage facturée aux utilisateurs propriétaires de leur dispositif de comptage est définie dans le tableau 2.2 ci-après, en fonction du domaine de tension, de la puissance de soutirage souscrite et/ou de la puissance maximale d'injection, de son contrôle et des grandeurs mesurées (index ou courbe de mesure).


    Tableau 2.2




    DOMAINE
    de tension

    PUISSANCE
    (P)

    FRÉQUENCE
    minimale
    de transmission

    CONTRÔLE
    de la puissance

    GRANDEURS
    mesurées

    COMPOSANTE
    annuelle de comptage
    €/an

    HTA


    Mensuelle

    Dépassement

    Courbe de mesure

     

     

     

     

     

    Index

     

    BT


    Mensuelle

    Dépassement

    Courbe de mesure

     

     

    P > 36 kVA

    Mensuelle

    Dépassement
    Disjoncteur

    Index


     

    18 kVA < P ≤ 36 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

     

     

    P ≤ 18 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

     


    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




    DOMAINE DE TENSION

    c€/MWh

    HTA

     

    BT

     


    6. 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 douze 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.


    6.1. 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
    JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



    Le taux d'utilisation 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
    JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



    Les coefficients a2, b et c employés sont ceux du tableau 4 ci-dessous :


    Tableau 4




    DOMAINE DE TENSION

    a2
    (€/kW/an)

    b
    (€/kW/an)

    c

    HTA

     

     

     


    6.2. 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
    JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



    Ei désigne l'énergie active soutirée pendant la ième classe temporelle, exprimée en kWh.
    PSouscrite pondérée désigne la puissance souscrite pondérée, calculée selon la formule suivante :



    Vous pouvez consulter le tableau dans le
    JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



    6.2.1. 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 5.1 et 5.2 ci-dessous :


    Tableau 5.1




    a2 (€/kW/an)

     


    Tableau 5.2





    HEURES
    de pointe
    (i = 1)

    HEURES
    pleines d'hiver
    (i = 2)

    HEURES
    creuses d'hiver
    (i = 3)

    HEURES
    pleines d'été
    (i = 4)

    HEURES
    creuses d'été
    (i = 5)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1

    d2

    d3

    d4

    d5

    Coefficient pondérateur de puissance

    k1

    k2

    k3

    k4

    k5


    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 deux heures le matin dans la plage de 8 heures à 12 heures et de deux heures de soir dans la plage de 17 heures à 21 heures. Les dimanches sont entièrement en heures creuses. Les autres jours comprennent huit heures creuses à fixer dans la plage de 21 h 30 à 7 h 30.


    6.2.2. 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 6.1 et 6.2 ci-dessous :


    Tableau 6.1




    a2
    (€/kW/an)

     


    Tableau 6.2





    HEURES
    de pointe
    (i = 1)

    HEURES
    pleines d'hiver
    (i = 2)

    HEURES
    pleines mars
    et novembre
    (i = 3)

    HEURES
    creuses d'hiver
    (i = 4)

    HEURES
    creuses mars
    et novembre
    (i = 5)

    HEURES
    pleines d'été
    (i = 6)

    HEURES
    creuses d'été
    (i = 7)

    JUILLET-AOÛT
    (i = 8)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1

    d2

    d3

    d4

    d5

    d6

    d7

    d8

    Coefficient pondérateur
    de
    puissance

    k1

    k2

    k3

    k4

    k5

    k6

    k7

    k8


    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 deux heures le matin dans la plage de 8 heures à 12 heures et de deux heures le soir dans la plage de 17 heures à 21 heures. Les samedis, dimanches et jours fériés sont entièrement en heures creuses. Les autres jours comprennent six heures creuses à fixer dans la plage de 23 h 30 à 7 h 30.


    6.3. Composante mensuelle des dépassements de puissance souscrite (CMDPS)
    6.3.1. Tarif HTA avec compteurs mesurant les dépassements
    par période d'intégration de dix 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 dix minutes, les composantes mensuelles de dépassement de puissance souscrite relatives à ce point sont établies chaque mois selon les modalités ci-après :



    Vous pouvez consulter le tableau dans le
    JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



    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 dix 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
    JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



    Les dépassements de puissance par rapport à la puissance souscrite ΔP sont calculés par période d'intégration de dix minutes. Les coefficients a2 et k1 employés sont ceux des sections 6.1 et 6.2, selon l'option choisie.


    6.3.2. 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 ΔP(max)i, 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
    JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



    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 ΔP(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
    JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



    Les coefficients a2 et ki employés sont ceux des sections 6.1 et 6.2, selon l'option choisie.


    7. Composantes annuelles des soutirages (CS) et composantes mensuelles
    des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) au domaine de tension BT
    7.1. 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 douze mois consécutifs, un des deux tarifs avec différenciation temporelle suivants : moyenne utilisation et longue utilisation.
    Pour chacune des classes temporelles définies à la section 7.1.1 et à la section 7.1.2, 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
    JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



    Ei désigne l'énergie active soutirée pendant la ième 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
    JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



    7.1.1. Tarif BT > 36 kVA longue utilisation


    Pour le tarif BT > 36 kVA longue utilisation à 5 classes temporelles (n = 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 7.1 et 7.2 ci-dessous :


    Tableau 7.1




    a2 (€/kVA/an)

     


    Tableau 7.2





    HEURES
    de pointe
    (i = 1)

    HEURES
    pleines d'hiver
    (i = 2)

    HEURES
    creuses d'hiver
    (i = 3)

    HEURES
    pleines d'été
    (i = 4)

    HEURES
    creuses d'été
    (i = 5)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1

    d2

    d3

    d4

    d5

    Coefficient pondérateur de puissance

    k1

    k2

    k3

    k4

    k5


    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 deux heures le matin dans la plage de 8 heures à 12 heures et de deux heures le soir dans la plage de 17 heures à 21 heures. Tous les jours comprennent huit heures creuses consécutives ou fractionnées en deux périodes comprises dans les plages de 12 heures à 16 heures et de 21 h 30 à 7 h 30.


    7.1.2. 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 des tableaux 8.1 et 8.2 ci-dessous :


    Tableau 8.1




    a2 (€/kVA/an)

     


    Tableau 8.2





    HEURES
    pleines d'hiver
    (i = 1)

    HEURES
    creuses d'hiver
    (i = 2)

    HEURES
    pleines d'été
    (i = 3)

    HEURES
    creuses d'été
    (i = 4)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1

    d2

    d3

    d4




    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 huit heures creuses consécutives ou fractionnées en deux périodes comprises dans les plages de 12 heures à 16 heures et de 21 h 30 à 7 h 30.


    7.1.3. 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 dix 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
    JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



    Les dépassements de puissance par rapport à la puissance souscrite ΔP sont calculés par période d'intégration de dix minutes. Les coefficients a2 et ki employés sont ceux de la section 7.1.1.
    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 dix 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
    JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



    Les dépassements de puissance, ΔP, par rapport à la puissance souscrite au moment du dépassement sont calculés par période d'intégration de dix minutes. Le coefficient a2 employé est celui de la section 7.1.2.


    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, ΔS, 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 dépassement h (en heures) et selon la formule ci-après :


    CMDPS = 11,11.h
    7.2. 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 douze mois consécutifs, un des quatre tarifs suivants :
    ― courte utilisation ;
    ― moyenne utilisation ;
    ― moyenne utilisation avec différenciation 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
    JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



    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.


    7.2.1. Tarif BT ≤ 36 kVA courte utilisation


    Pour le tarif courte utilisation, n = 1 et les coefficients a2 et d1 employés sont ceux du tableau 9 ci-dessous :


    Tableau 9




    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2
    (€/kVA/an)

    d1
    (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

     

     

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

     

     

    18 kVA < P

     

     


    7.2.2. Tarif BT ≤ 36 kVA moyenne utilisation


    Pour le tarif moyenne utilisation, n = 1 et les coefficients a2 et d1 employés sont ceux du tableau 10 ci-dessous :


    Tableau 10




    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2
    (€/kVA/an)

    d1
    (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

     

     

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

     

     

    18 kVA < P

     

     


    7.2.3. 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 11 ci-dessous :


    Tableau 11




    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2
    (€/kVA/an)

    d1
    Heures pleines
    (c€/kWh)

    d2
    Heures creuses
    (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

     

     

     

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

     

     

     

    18 kVA < P

     

     

     


    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 huit par jour, sont éventuellement non contiguës, et doivent être fixées dans les plages de 12 heures à 17 heures et de 20 heures à 8 heures.


    7.2.4. 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.
    Le pas de souscription de puissance est de 0,1 kVA, n = 1 et les coefficients a2 et d1 employés sont ceux du tableau 12 ci-dessous :


    Tableau 12





    a2
    (€/kVA/an)

    d1
    (c€/kWh)

    Longue utilisation

     

     


    8. 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.


    8.1. 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 13




    DOMAINE DE TENSION

    CELLULES
    (€/cellule/an)

    LIAISONS
    (€/km/an)

    HTA

    3 050

    Liaisons aériennes : 832
    Liaisons souterraines : 1 248


    8.2. 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 13 ci-dessus. 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 de 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 13 ci-dessus et de la composante établie selon le barème du tableau 14 ci-dessous, correspondant à la tarification de la réservation de puissance de transformation :


    Tableau 14




    DOMAINE DE TENSION
    de l'alimentation

    €/kW/an
    ou €/kVA/an

    HTA

    5,95

    BT

    6,20


    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 13 ci-dessus et de la composante établie selon le barème du tableau 15 ci-dessous, correspondant à la tarification du réseau électrique public permettant le secours à un domaine de tension inférieur.


    Tableau 15




    DOMAINE DE TENSION
    de l'alimentation principale

    DOMAINE DE TENSION
    de l'alimentation de secours

    PRIME FIXE
    (€/kW/an)

    PART ÉNERGIE
    (c€/kWh)

    HTB 2

    HTA

    7,72

    1,66

    HTB 1

    HTA

    2,69

    1,66

    HTA

    BT




    9. Composante de regroupement (CR)


    Un utilisateur connecté à un réseau public en plusieurs points de connexion au même réseau public dans le même domaine de tension HTA et équipé de compteurs à courbe de mesure 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 et 6, moyennant le paiement d'une composante de regroupement. Dans ce cas, la composante annuelle des injections (CI), la composante annuelle des soutirages (CS), les composantes mensuelles de dépassements de puissance souscrite (CMDPS), la composante annuelle de dépassement ponctuels programmés (CDPP) et la composante annuelle de l'énergie réactive (CER) 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.
    Le regroupement des flux d'énergie réactive des points de connexion n'est possible que dans les cas où ces points de connexion satisfont aux conditions mentionnées dans la documentation technique de référence des gestionnaires de réseaux publics.
    La composante de regroupement (CR) est établie en fonction de la longueur du réseau électrique public existant permettant physiquement ce regroupement, indépendamment des conditions d'exploitation et de la capacité de transit disponible sur les réseaux permettant le regroupement. Le montant de cette composante est calculé selon la formule suivante, en fonction de PSouscrite regroupée, 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.


    CR = l.k.PSouscrite regroupée


    Le coefficient k est défini par le tableau 16 suivant :


    Tableau 16




    DOMAINE DE TENSION

    k
    (€/kW/km/an)

    HTA

    Liaisons aériennes : 0,47
    Liaisons souterraines : 0,67


    10. Dispositions spécifiques relatives aux composantes annuelles des soutirages (CS)
    des gestionnaires de réseaux publics de distribution
    10.1. 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 composante annuelle des soutirages (CS) 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.


    CT = k.PSouscrite


    Le coefficient k employé est celui défini dans le tableau 17 ci-dessous :


    Tableau 17




    DOMAINE DE TENSION
    du point de connexion

    DOMAINE DE TENSION
    de la tarification appliquée

    k
    (€/kW/an)

    BT

    HTA

    7,72


    Cette faculté peut être combinée avec celle de procéder au regroupement tarifaire, selon les modalités de la section 9. 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.


    10.2. 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 ;
    ― CTN/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 10.1.



    Vous pouvez consulter le tableau dans le
    JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



    10.3. 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 œuvre selon des modalités transparentes et non discriminatoires.


    11. Composante annuelle de dépassements ponctuels programmés (CDPP)


    Pour des dépassements ponctuels programmés pour travaux pendant la période du 1er mai au 31 octobre et notifiés préalablement au gestionnaire de réseau public, un utilisateur dont un point de connexion, non exclusivement alimenté ou desservi par une (des) alimentation(s) de secours, est équipé d'un compteur à courbe de mesure et connecté en 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 durant 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 à la section 6.3.



    Vous pouvez consulter le tableau dans le
    JOn° 120 du 26/05/2013 texte numéro 25



    Les dépassements de puissance par rapport à la puissance souscrite ΔP sont calculés par période d'intégration de dix minutes. Le facteur k applicable est défini dans le tableau 18 ci-dessous :


    Tableau 18




    DOMAINE DE TENSION

    k
    (c€/kW)

    HTA

    0,363


    Les utilisateurs produisent à l'appui de leur demande d'application du barème spécifique pour le calcul de la composante de dépassements de puissance souscrite, tout élément permettant de justifier de la réalité des travaux à réaliser sur leurs installations électriques. Lorsque cette demande émane d'un gestionnaire de réseau public de distribution et que celle-ci est la conséquence d'une demande d'un utilisateur raccordé à son réseau, le gestionnaire de réseau public de distribution transmet les éléments précités au gestionnaire du réseau public amont, et fournit la demande de puissance maximale de l'utilisateur qui sera à retrancher des dépassements du gestionnaire de réseau public de distribution et à facturer selon les modalités applicables aux dépassements ponctuels programmés.
    L'application de cette disposition est limitée pour chaque point de connexion à au plus une fois par année calendaire, pour une utilisation d'au plus quatorze jours non fractionnables. Pour le décompte du nombre d'applications de cette disposition par point de connexion, les applications réalisées à la demande des gestionnaires de réseaux publics de distribution ne sont pas prises en compte quand elles sont la conséquence d'une demande d'un utilisateur connecté à leur réseau. Les jours non utilisés ne peuvent pas être reportés.
    Le gestionnaire de réseau public, ou le cas échéant le gestionnaire du réseau public amont, peut refuser à un utilisateur ou suspendre l'application de cette disposition, en raison des contraintes d'exploitation qu'il prévoit sur le réseau public qu'il exploite. Ce refus ou cette suspension est motivé et notifié parallèlement à la Commission de régulation de l'énergie.


    12. Composante annuelle de l'énergie réactive (CER)


    En l'absence de dispositifs de comptages permettant d'enregistrer les flux physiques d'énergie réactive, les gestionnaires de réseaux publics peuvent prévoir dans leur documentation technique de référence des modalités transparentes et non discriminatoires d'estimation de ces flux.
    Les dispositions des sections 12.1 et 12.2 ne s'appliquent pas aux points de connexion situés à l'interface entre deux réseaux publics d'électricité.


    12.1. Flux de soutirage


    Lorsque les flux physiques d'énergie active en un point de connexion sont des flux de soutirage, les gestionnaires de réseaux publics fournissent gratuitement l'énergie réactive :
    ― à concurrence du rapport tg wmax défini dans le tableau 19 ci-dessous, du 1er novembre au 31 mars, de 6 heures à 22 heures du lundi au samedi ;
    ― par exception, pour les points de connexion où l'utilisateur a opté pour un tarif avec différenciation temporelle, jusqu'à concurrence du rapport tg wmax défini dans le tableau 19 ci-dessous, 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 HTA et BT au-dessus de 36 kVA au-delà du rapport tg wmax est facturée selon le tableau 19 ci-dessous :


    Tableau 19




    DOMAINE DE TENSION

    RAPPORTtg wmax

    c€/kvar.h

    HTA

    0,4

    1,77

    BT > 36 kVA

    0,4

    1,86


    12.2. Flux d'injection


    Lorsque les flux physiques d'énergie active en un point de connexion sont des flux d'injection, et que l'installation n'est pas régulée en tension, l'utilisateur s'engage, d'une part, à ne pas absorber de puissance réactive dans le domaine de tension BT et, d'autre part, à fournir ou à absorber dans le domaine de tension HTA une quantité de puissance réactive déterminée par le gestionnaire du réseau public et fixée en fonction de la puissance active livrée au gestionnaire du réseau public, selon les règles publiées dans la documentation technique de référence du gestionnaire de réseau public de distribution.
    Dans le domaine de tension BT, pour les installations de puissance supérieure à 36 kVA, l'énergie réactive absorbée est facturée selon le tableau 20 ci-dessous.
    Dans le domaine de tension HTA, l'énergie réactive fournie ou absorbée au-delà du rapport tg wmax ou en deçà du rapport tg wmin est facturée selon le tableau 20 ci-dessous.
    Cependant, en dessous d'un seuil de faible production mensuel, est facturée selon le tableau 20 ci-dessous l'énergie réactive fournie ou absorbée en deçà du rapport tg wmin ou au-delà d'un seuil de réactif mensuel.
    Le gestionnaire de réseau public de distribution fixe le seuil de faible production et le seuil de réactif mensuel. Il détermine les valeurs tg wmax et tg wmin des seuils du rapport tg w par plage horaire.


    Tableau 20




    DOMAINE DE TENSION

    c€/kvar.h

    HTA

    1,77

    BT > 36 kVA

    1,86


    Lorsque l'installation est régulée en tension, et que l'utilisateur ne bénéficie pas d'un contrat tel que prévu à l'article 15-III de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 modifiée, celui-ci s'engage à maintenir la tension au point de connexion de son installation dans une plage déterminée par le gestionnaire du réseau public et fixée selon les règles publiées dans la documentation technique de référence du gestionnaire du réseau public auquel il est connecté.
    Lors d'une excursion de la tension en dehors de sa plage contractualisée, l'utilisateur est facturé selon le tableau 21 ci-dessous de l'écart entre l'énergie réactive que son installation a effectivement fournie ou absorbée et celle qu'il aurait dû fournir ou absorber pour maintenir la tension dans la plage contractuelle de sa convention d'exploitation, dans la limite de ses capacités constructives définies par les diagrammes [U, Q] de sa convention de raccordement. Ces éléments sont établis selon les règles publiées dans la documentation technique de référence du gestionnaire de réseau public de distribution.


    Tableau 21




    DOMAINE DE TENSION

    c€/kvar.h

    HTA

    1,77


    12.3. Dispositions spécifiques relatives à la composante annuelle de l'énergie réactive
    entre deux gestionnaires de réseaux publics d'électricité


    A chaque point de connexion qu'ils partagent, les gestionnaires de réseaux publics s'engagent contractuellement sur la quantité d'énergie réactive qu'ils échangent, fixée en fonction de l'énergie active transitée, selon les règles publiées dans la documentation technique de référence du gestionnaire du réseau public de transport ou, en son absence parmi les contractants, du gestionnaire injecteur.
    L'énergie réactive fournie au-delà du rapport tg wmax ou absorbée en deçà du rapport tg wmin est facturée par point de connexion selon le tableau 22 ci-dessous.
    Les valeurs tg wmax et tg wmin des seuils du rapport tg w par point de connexion sont convenues contractuellement par plage horaire entre gestionnaires de réseaux publics. Le terme contractualisé tg wmax est inférieur à 0,4 et tient compte, par défaut, des valeurs historiques du rapport tg w constatées.


    Tableau 22




    DOMAINE DE TENSION

    c€/kvar.h

    HTA

    1,77


    13. Disposition transitoire relative à la mise en œuvre des présentes règles tarifaires


    Du 1er août 2009 au 31 janvier 2010 et pour les domaines de tension HTA et BT, les utilisateurs (ou les tiers autorisés par eux) choisissent, pour chaque point de connexion, leur option tarifaire sans qu'ils aient à respecter des périodes de douze mois consécutifs depuis leur précédent choix d'option tarifaire. Cette disposition ne s'applique pas à la souscription de puissance de soutirage.


    A N N E X E 3
    TARIFS D'UTILISATION D'UN RÉSEAU PUBLIC D'ÉLECTRICITÉ
    DANS LE DOMAINE DE TENSION HTA OU BT EN VIGUEUR DU 1er AOÛT 2009 AU 31 JUILLET 2010
    Composante annuelle de gestion (CG)
    Tableau 1




    a1 (€/an)

    CONTRAT D'ACCÈS AU RÉSEAU
    conclu par l'utilisateur

    CONTRAT D'ACCÈS AU RÉSEAU
    conclu par le fournisseur

    HTA

    640,92

    61,80

    BT > 36 kVA

    309,12

    49,56

    BT ≤ 36 kVA

    30,84

    8,04


    Composante annuelle de comptage (CC)
    Dispositifs de comptage propriété des gestionnaires de réseaux publics
    ou des autorités organisatrices de la distribution publique d'électricité
    Tableau 2.1




    DOMAINE DE TENSION

    PUISSANCE (P)

    FRÉQUENCE MINIMALE
    de transmission

    CONTRÔLE
    de la puissance

    GRANDEURS
    mesurées

    COMPOSANTE
    annuelle de comptage
    (€/an)

    HTA



    Mensuelle


    Dépassement

    Courbe de mesure

    1 083,24

     

     

     

     

    Index

    460,44

    BT


    Mensuelle

    Dépassement

    Courbe de mesure

    1 083,24

     

    P > 36 kVA


    Mensuelle

    Dépassement


    Index

    357,12

     

     

     

    Disjoncteur

     

    284,40

     

    18 kVA < P ≤ 36 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    20,28

     

    P ≤ 18 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    16,80

     

    P ≤ 36 kVA

    Bimestrielle

    Compteur évolué

    Index

    16,80


    Dispositifs de comptage propriété des utilisateurs
    Tableau 2.2



    DOMAINE DE TENSION

    PUISSANCE (P)

    FRÉQUENCE MINIMALE
    de transmission

    CONTRÔLE
    de la puissance

    GRANDEURS
    mesurées

    COMPOSANTE
    annuelle de comptage
    (€/an)

    HTA



    Mensuelle


    Dépassement

    Courbe de mesure

    507,36

     

     

     

     

    Index

    139,32

    BT


    Mensuelle

    Dépassement

    Courbe de mesure

    507,36

     

    P > 36 kVA


    Mensuelle

    Dépassement


    Index

    127,44

     

     

     

    Disjoncteur

     

    132,96

     

    18 kVA < P ≤ 36 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    8,16

     

    P ≤ 18 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    8,16


    Composante annuelle des injections (CI)
    Tableau 3



    DOMAINE DE TENSION

    c€/MWh

    HTA

    0

    BT

    0


    Composantes annuelles des soutirages (CS) au domaine de tension HTA
    Tarif optionnel sans différenciation temporelle
    Tableau 4




    DOMAINE DE TENSION

    a2 (€/kW/an)

    b (€/kW/an)

    c

    HTA

    20,03

    77,12

    0,800


    Tarifs optionnels avec différenciation temporelle
    Tarif HTA optionnel avec différenciation temporelle à 5 classes
    Tableau 5.1




    a2 (€/kW/an)

    11,88


    Tableau 5.2





    HEURES DE POINTE
    (i = 1)

    HEURES PLEINES
    d'hiver (i = 2)

    HEURES CREUSES
    d'hiver (i = 3)

    HEURES PLEINES
    d'été (i = 4)

    HEURES CREUSES
    d'été (i = 5)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 6,60

    d2 = 2,78

    d3 = 1,48

    d4 = 0,88

    d5 = 0,68

    Coefficient pondérateur de puissance

    k1 = 100 %

    k2 = 88 %

    k3 = 62 %

    k4 = 52 %

    k5 = 42 %


    Tarif HTA optionnel avec différenciation temporelle à 8 classes
    Tableau 6.1



    a2 (€/kW/an)

    11,88


    Tableau 6.2




    HEURES
    de pointe
    (i = 1)

    HEURES
    pleines d'hiver (i = 2)

    HEURES
    pleines mars
    et novembre
    (i = 3)

    HEURES
    creuses d'hiver (i = 4)

    HEURES
    creuses mars
    et novembre
    (i = 5)

    HEURES
    pleines d'été (i = 6)

    HEURES
    creuses d'été (i = 7)

    JUILLET-AOÛT
    (i = 8)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 6,80

    d2 = 3,25

    d3 = 2,27

    d4 = 1,78

    d5 = 1,43

    d6 = 0,94

    d7 = 0,73

    d8 = 0,62

    Coefficient pondérateur
    de
    puissance

    k1 = 100 %

    k2 = 89 %

    k3 = 75 %

    k4 = 66 %

    k5 = 56 %

    k6 = 36 %

    k7 = 24 %

    k8 = 17 %


    Composantes annuelles des soutirages (CS) au domaine de tension BT
    Composantes annuelles des soutirages au domaine de tension BT au-dessus de 36 kVA


    Tarif BT > 36 kVA longue utilisation :


    Tableau 7.1



    a2 (€/kVA/an)

    21,00


    Tableau 7.2




    HEURES DE POINTE
    (i = 1)

    HEURES PLEINES
    d'hiver (i = 2)

    HEURES CREUSES
    d'hiver (i = 3)

    HEURES PLEINES
    d'été (i = 4)

    HEURES CREUSES
    d'été (i = 5)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 3,42

    d2 = 3,42

    d3 = 2,36

    d4 = 1,19

    d5 = 1,01

    Coefficient pondérateur de puissance

    k1 = 100 %

    k2 = 71 %

    k3 = 61 %

    k4 = 50 %

    k5 = 50 %


    Tarif BT > 36 kVA moyenne utilisation :


    Tableau 8.1



    a2 (€/kVA/an)

    12,24


    Tableau 8.2





    HEURES PLEINES
    d'hiver (i = 1)

    HEURES CREUSES
    d'hiver (i = 2)

    HEURES PLEINES
    d'été (i = 3)

    HEURES CREUSES
    d'été (i = 4)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 4,26

    d2 = 2,89

    d3 = 1,18

    d4 = 1,01


    Composante annuelle des soutirages au domaine de tension BT jusqu'à 36 kVA inclus


    Tarif BT ≤ 36 kVA courte utilisation :


    Tableau 9




    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2 (€/kVA/an)

    d1 (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

    3,12

    3,15

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

    5,64

    2,98

    18 kVA < P

    11,40

    2,65


    Tarif BT ≤ 36 kVA moyenne utilisation :


    Tableau 10



    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2 (€/kVA/an)

    d1 (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

    4,44

    2,97

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

    8,28

    2,71

    18 kVA < P

    18,24

    2,13


    Tarif BT ≤ 36 kVA moyenne utilisation avec différenciation temporelle :


    Tableau 11




    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2 (€/kVA/an)

    d1 HEURES PLEINES
    (c€/kWh)

    d2 HEURES CREUSES
    (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

    4,44

    3,33

    2,07

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

    8,28

    2,98

    1,85

    18 kVA < P

    18,24

    2,31

    1,44


    Tarif BT ≤ 36 kVA longue utilisation :


    Tableau 12





    a2 (€/kVA/an)

    d1 (c€/kWh)

    Longue utilisation

    51,60

    1,02


    A N N E X E 4
    TARIFS D'UTILISATION D'UN RÉSEAU PUBLIC D'ÉLECTRICITÉ
    DANS LE DOMAINE DE TENSION HTA OU BT EN VIGUEUR DU 1er AOÛT 2010 AU 31 JUILLET 2011
    Composante annuelle de gestion (CG)
    Tableau 1




    a1 (€/an)

    CONTRAT D'ACCÈS
    au réseau conclu par l'utilisateur

    CONTRAT D'ACCÈS
    au réseau conclu par le fournisseur

    HTA

    662,76

    63,96

    BT > 36 kVA

    319,68

    51,24

    BT ≤ 36 kVA

    31,92

    8,28


    Composante annuelle de comptage (CC)
    Dispositifs de comptage propriété des gestionnaires de réseaux publics
    ou des autorités organisatrices de la distribution publique d'électricité
    Tableau 2.1




    DOMAINE DE TENSION

    PUISSANCE (P)

    FRÉQUENCE MINIMALE
    de transmission

    CONTRÔLE
    de la puissance

    GRANDEURS
    mesurées

    COMPOSANTE
    annuelle de comptage (€/an)

    HTA



    Mensuelle


    Dépassement

    Courbe de mesure

    1 120,08

     

     

     

     

    Index

    476,04

    BT


    Mensuelle

    Dépassement

    Courbe de mesure

    1 120,08

     

    P > 36 kVA

    Mensuelle

    Dépassement

    Index

    369,24

     

     

     

    Disjoncteur

     

    294,12

     

    18 kVA < P ≤ 36 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    21,00

     

    P ≤ 18 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    17,40

     

    P ≤ 36 kVA

    Bimestrielle

    Compteur évolué

    Index

    17,40


    Dispositifs de comptage propriété des utilisateurs
    Tableau 2.2



    DOMAINE DE TENSION

    PUISSANCE (P)

    FRÉQUENCE MINIMALE
    de transmission

    CONTRÔLE
    de la puissance

    GRANDEURS
    mesurées

    COMPOSANTE
    annuelle de comptage (€/an)

    HTA


    Mensuelle

    Dépassement

    Courbe de mesure

    524,64

     

     

     

     

    Index

    144,00

    BT


    Mensuelle

    Dépassement

    Courbe de mesure

    524,64

     

    P > 36 kVA

    Mensuelle

    Dépassement

    Index

    131,76

     

     

     

    Disjoncteur

     

    137,52

     

    18 kVA < P ≤ 36 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    8,40

     

    P ≤ 18 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    8,40


    Composante annuelle des injections (CI)
    Tableau 3



    DOMAINE DE TENSION

    c€/MWh

    HTA

    0

    BT

    0


    Composantes annuelles des soutirages (CS) au domaine de tension HTA
    Tarif optionnel sans différenciation temporelle
    Tableau 4




    DOMAINE DE TENSION

    a2 (€/kW/an)

    b (€/kW/an)

    c

    HTA

    20,71

    79,74

    0,800


    Tarifs optionnels avec différenciation temporelle
    Tarif HTA optionnel avec différenciation temporelle à 5 classes
    Tableau 5.1



    a2 (€/kW/an)

    12,24


    Tableau 5.2




    HEURES DE POINTE
    (i = 1)

    HEURES PLEINES
    d'hiver (i = 2)

    HEURES CREUSES
    d'hiver (i = 3)

    HEURES PLEINES
    d'été (i = 4)

    HEURES CREUSES
    d'été (i = 5)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 6,82

    d2 = 2,87

    d3 = 1,53

    d4 = 0,91

    d5 = 0,70

    Coefficient pondérateur de puissance

    k1 = 100 %

    k2 = 88 %

    k3 = 62 %

    k4 = 52 %

    k5 = 42 %


    Tarif HTA optionnel avec différenciation temporelle à 8 classes
    Tableau 6.1



    a2 (€/kW/an)

    12,24


    Tableau 6.2




    HEURES
    de pointe (i = 1)

    HEURES
    pleines d'hiver (i = 2)

    HEURES
    pleines mars
    et novembre
    (i = 3)

    HEURES
    creuses d'hiver (i = 4)

    HEURES
    creuses mars
    et novembre
    (i = 5)

    HEURES
    pleines d'été (i = 6)

    HEURES
    creuses d'été (i = 7)

    JUILLET-AOÛT
    (i = 8)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 7,03

    d2 = 3,36

    d3 = 2,35

    d4 = 1,84

    d5 = 1,48

    d6 = 0,97

    d7 = 0,75

    d8 = 0,64

    Coefficient pondérateur
    de
    puissance

    k1 = 100 %

    k2 = 89 %

    k3 = 75 %

    k4 = 66 %

    k5 = 56 %

    k6 = 36 %

    k7 = 24 %

    k8 = 17 %


    Composantes annuelles des soutirages (CS) au domaine de tension BT
    Composantes annuelles des soutirages au domaine de tension BT au-dessus de 36 kVA


    Tarif BT > 36 kVA longue utilisation :


    Tableau 7.1



    a2 (€/kVA/an)

    21,72


    Tableau 7.2




    HEURES DE POINTE
    (i = 1)

    HEURES PLEINES
    d'hiver (i = 2)

    HEURES CREUSES
    d'hiver (i = 3)

    HEURES PLEINES
    d'été (i = 4)

    HEURES CREUSES
    d'été (i = 5)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 3,54

    d2 = 3,54

    d3 = 2,44

    d4 = 1,23

    d5 = 1,04

    Coefficient pondérateur de puissance

    k1 = 100 %

    k2 = 71 %

    k3 = 61 %

    k4 = 50 %

    k5 = 50 %


    Tarif BT > 36 kVA moyenne utilisation :


    Tableau 8.1



    a2 (€/kVA/an)

    12,60


    Tableau 8.2





    HEURES PLEINES
    d'hiver (i = 1)

    HEURES CREUSES
    d'hiver (i = 2)

    HEURES PLEINES
    d'été (i = 3)

    HEURES CREUSES
    d'été (i = 4)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 4,40

    d2 = 2,99

    d3 = 1,22

    d4 = 1,04


    Composante annuelle des soutirages au domaine de tension BT jusqu'à 36 kVA inclus


    Tarif BT ≤ 36 kVA courte utilisation :


    Tableau 9




    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2 (€/kVA/an)

    d1 (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

    3,24

    3,26

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

    5,88

    3,08

    18 kVA < P

    11,76

    2,74


    Tarif BT ≤ 36 kVA moyenne utilisation :


    Tableau 10




    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2 (€/kVA/an)

    d1 (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

    4,56

    3,07

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

    8,52

    2,80

    18 kVA < P

    18,84

    2,20


    Tarif BT ≤ 36 kVA moyenne utilisation avec différenciation temporelle :


    Tableau 11




    Puissance souscrite (P)

    a2 (€/kVA/an)

    d1 HEURES PLEINES
    (c€/kWh)

    d2 HEURES CREUSES
    (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

    4,56

    3,44

    2,14

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

    8,52

    3,08

    1,91

    18 kVA < P

    18,84

    2,39

    1,49


    Tarif BT ≤ 36 kVA longue utilisation :


    Tableau 12





    a2 (€/kVA/an)

    d1 (c€/kWh)

    Longue utilisation

    53,40

    1,05


    A N N E X E 5
    TARIFS D'UTILISATION D'UN RÉSEAU PUBLIC D'ÉLECTRICITÉ
    DANS LE DOMAINE DE TENSION HTA OU BT EN VIGUEUR DU 1er AOÛT 2011 AU 31 JUILLET 2012
    Composante annuelle de gestion (CG)
    Tableau 1




    a1 (€/an)

    CONTRAT D'ACCÈS AU RÉSEAU
    conclu par l'utilisateur

    CONTRAT D'ACCÈS AU RÉSEAU
    conclu par le fournisseur

    HTA

    688,92

    66,48

    BT > 36 kVA

    332,28

    53,28

    BT ≤ 36 kVA

    33,12

    8,64


    Composante annuelle de comptage (CC)
    Dispositifs de comptage propriété des gestionnaires de réseaux publics
    ou des autorités organisatrices de la distribution publique d'électricité
    Tableau 2.1




    DOMAINE DE TENSION

    PUISSANCE (P)

    FRÉQUENCE MINIMALE
    de transmission

    CONTRÔLE
    de la puissance

    GRANDEURS
    mesurées

    COMPOSANTE
    annuelle de comptage
    (€/an)

    HTA



    Mensuelle


    Dépassement

    Courbe de mesure

    1 164,24

     

     

     

     

    Index

    494,76

    BT


    Mensuelle

    Dépassement

    Courbe de mesure

    1 164,24

     

    P > 36 kVA


    Mensuelle

    Dépassement


    Index

    383,76

     

     

     

    Disjoncteur

     

    305,76

     

    18 kVA < P ≤ 36 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    21,84

     

    P ≤ 18 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    18,12

     

    P ≤ 36 kVA

    Bimestrielle

    Compteur évolué

    Index

    18,12


    Dispositifs de comptage propriété des utilisateurs
    Tableau 2.2



    DOMAINE DE TENSION

    PUISSANCE (P)

    FRÉQUENCE MINIMALE
    de transmission

    CONTRÔLE
    de la puissance

    GRANDEURS
    mesurées

    COMPOSANTE
    annuelle de comptage
    (€/an)

    HTA



    Mensuelle


    Dépassement

    Courbe de mesure

    545,28

     

     

     

     

    Index

    149,64

    BT


    Mensuelle

    Dépassement

    Courbe de mesure

    545,28

     

    P > 36 kVA


    Mensuelle

    Dépassement


    Index

    136,92

     

     

     

    Disjoncteur

     

    142,92

     

    18 kVA < P ≤ 36 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    8,76

     

    P ≤ 18 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    8,76


    Composante annuelle des injections (CI)
    Tableau 3



    DOMAINE DE TENSION

    c€/MWh

    HTA

    0

    BT

    0


    Composantes annuelles des soutirages (CS) au domaine de tension HTA
    Tarif optionnel sans différenciation temporelle
    Tableau 4




    DOMAINE DE TENSION

    a2 (€/kW/an)

    b (€/kW/an)

    c

    HTA

    21,53

    82,88

    0,800


    Tarifs optionnels avec différenciation temporelle
    Tarif HTA optionnel avec différenciation temporelle à 5 classes
    Tableau 5.1




    a2 (€/kW/an)

    12,72


    Tableau 5.2





    HEURES DE POINTE
    (i = 1)

    HEURES PLEINES
    d'hiver (i = 2)

    HEURES CREUSES
    d'hiver (i = 3)

    HEURES PLEINES
    d'été (i = 4)

    HEURES CREUSES
    d'été (i = 5)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 7,09

    d2 = 2,98

    d3 = 1,59

    d4 = 0,95

    d5 = 0,73

    Coefficient pondérateur de puissance

    k1 = 100 %

    k2 = 88 %

    k3 = 62 %

    k4 = 52 %

    k5 = 42 %


    Tarif HTA optionnel avec différenciation temporelle à 8 classes
    Tableau 6.1



    a2 (€/kW/an)

    12,72


    Tableau 6.2




    HEURES
    de pointe (i = 1)

    HEURES
    pleines d'hiver (i = 2)

    HEURES
    pleines mars
    et novembre
    (i = 3)

    HEURES
    creuses d'hiver (i = 4)

    HEURES
    creuses mars
    et novembre
    (i = 5)

    HEURES
    pleines d'été (i = 6)

    HEURES
    creuses d'été (i = 7)

    JUILLET-AOÛT
    (i = 8)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 7,31

    d2 = 3,49

    d3 = 2,44

    d4 = 1,91

    d5 = 1,54

    d6 = 1,01

    d7 = 0,78

    d8 = 0,67

    Coefficient pondérateur
    de
    puissance

    k1 = 100 %

    k2 = 89 %

    k3 = 75 %

    k4 = 66 %

    k5 = 56 %

    k6 = 36 %

    k7 = 24 %

    k8 = 17 %


    Composantes annuelles des soutirages (CS) au domaine de tension BT
    Composantes annuelles des soutirages au domaine de tension BT au-dessus de 36 kVA


    Tarif BT > 36 kVA longue utilisation :


    Tableau 7.1



    a2 (€/kVA/an)

    22,56


    Tableau 7.2




    HEURES DE POINTE
    (i = 1)

    HEURES PLEINES
    d'hiver (i = 2)

    HEURES CREUSES
    d'hiver (i = 3)

    HEURES PLEINES
    d'été (i = 4)

    HEURES CREUSES
    d'été (i = 5)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 3,68

    d2 = 3,68

    d3 = 2,54

    d4 = 1,28

    d5 = 1,08

    Coefficient pondérateur de puissance

    k1 = 100 %

    k2 = 71 %

    k3 = 61 %

    k4 = 50 %

    k5 = 50 %


    Tarif BT > 36 kVA moyenne utilisation :


    Tableau 8.1



    a2 (€/kVA/an)

    13,08


    Tableau 8.2





    HEURES PLEINES
    d'hiver (i = 1)

    HEURES CREUSES
    d'hiver (i = 2)

    HEURES PLEINES
    d'été (i = 3)

    HEURES CREUSES
    d'été (i = 4)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 4,57

    d2 = 3,11

    d3 = 1,27

    d4 = 1,08


    Composante annuelle des soutirages au domaine de tension BT jusqu'à 36 kVA inclus


    Tarif BT ≤ 36 kVA courte utilisation :


    Tableau 9




    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2 (€/kVA/an)

    d1 (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

    3,36

    3,39

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

    6,12

    3,20

    18 kVA < P

    12,24

    2,85


    Tarif BT ≤ 36 kVA moyenne utilisation :


    Tableau 10



    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2 (€/kVA/an)

    d1 (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

    4,68

    3,19

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

    8,88

    2,91

    18 kVA < P

    19,56

    2,29


    Tarif BT ≤ 36 kVA moyenne utilisation avec différenciation temporelle :


    Tableau 11




    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2 (€/kVA/an)

    d1 HEURES PLEINES
    (c€/kWh)

    d2 HEURES CREUSES
    (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

    4,68

    3,58

    2,22

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

    8,88

    3,20

    1,99

    18 kVA < P

    19,56

    2,48

    1,55


    Tarif BT ≤ 36 kVA longue utilisation :


    Tableau 12





    a2 (€/kVA/an)

    d1 (c€/kWh)

    Longue utilisation

    55,56

    1,09


    A N N E X E 6
    TARIFS D'UTILISATION D'UN RÉSEAU PUBLIC D'ÉLECTRICITÉ
    DANS LE DOMAINE DE TENSION HTA OU BT EN VIGUEUR DU 1er AOÛT 2012 AU 31 MAI 2013
    Composante annuelle de gestion (CG)
    Tableau 1




    a1 (€/an)

    CONTRAT D'ACCÈS AU RÉSEAU
    conclu par l'utilisateur

    CONTRAT D'ACCÈS AU RÉSEAU
    conclu par le fournisseur

    HTA

    701,28

    67,68

    BT > 36 kVA

    338,28

    54,24

    BT ≤ 36 kVA

    33,72

    8,76


    Composante annuelle de comptage (CC)
    Dispositifs de comptage propriété des gestionnaires de réseaux publics
    ou des autorités organisatrices de la distribution publique d'électricité
    Tableau 2.1




    DOMAINE DE TENSION

    PUISSANCE (P)

    FRÉQUENCE MINIMALE
    de transmission

    CONTRÔLE
    de la puissance

    GRANDEURS
    mesurées

    COMPOSANTE
    annuelle de comptage
    (€/an)

    HTA



    Mensuelle


    Dépassement

    Courbe de mesure

    1 185,24

     

     

     

     

    Index

    503,64

    BT


    Mensuelle

    Dépassement

    Courbe de mesure

    1 185,24

     

    P > 36 kVA


    Mensuelle

    Dépassement


    Index

    390,72

     

     

     

    Disjoncteur

     

    311,28

     

    18 kVA < P ≤ 36 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    22,20

     

    P ≤ 18 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    18,48

     

    P ≤ 36 kVA

    Bimestrielle

    Compteur évolué

    Index

    18,48


    Dispositifs de comptage propriété des utilisateurs
    Tableau 2.2



    DOMAINE DE TENSION

    PUISSANCE (P)

    FRÉQUENCE MINIMALE
    de transmission

    CONTRÔLE
    de la puissance

    GRANDEURS
    mesurées

    COMPOSANTE
    annuelle de comptage
    (€/an)

    HTA



    Mensuelle


    Dépassement

    Courbe de mesure

    555,12

     

     

     

     

    Index

    152,28

    BT


    Mensuelle

    Dépassement

    Courbe de mesure

    555,12

     

    P > 36 kVA


    Mensuelle

    Dépassement


    Index

    139,44

     

     

     

    Disjoncteur

     

    145,44

     

    18 kVA < P ≤ 36 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    8,88

     

    P ≤ 18 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    8,88


    Composante annuelle des injections (CI)
    Tableau 3



    DOMAINE DE TENSION

    c€/MWh

    HTA

    0

    BT

    0


    Composantes annuelles des soutirages (CS) au domaine de tension HTA
    Tarif optionnel sans différenciation temporelle
    Tableau 4




    DOMAINE DE TENSION

    a2 (€/kW/an)

    b (€/kW/an)

    c

    HTA

    21,92

    84,37

    0,800


    Tarifs optionnels avec différenciation temporelle
    Tarif HTA optionnel avec différenciation temporelle à 5 classes
    Tableau 5.1




    a2 (€/kW/an)

    12,96


    Tableau 5.2





    HEURES DE POINTE
    (i = 1)

    HEURES PLEINES
    d'hiver (i = 2)

    HEURES CREUSES
    d'hiver (i = 3)

    HEURES PLEINES
    d'été (i = 4)

    HEURES CREUSES
    d'été (i = 5)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 7,22

    d2 = 3,03

    d3 = 1,62

    d4 = 0,97

    d5 = 0,74

    Coefficient pondérateur de puissance

    k1 = 100 %

    k2 = 88 %

    k3 = 62 %

    k4 = 52 %

    k5 = 42 %


    Tarif HTA optionnel avec différenciation temporelle à 8 classes
    Tableau 6.1



    a2 (€/kW/an)

    12,96


    Tableau 6.2




    HEURES
    de pointe
    (i = 1)

    HEURES
    pleines d'hiver
    (i = 2)

    HEURES
    pleines mars
    et novembre
    (i = 3)

    HEURES
    creuses d'hiver
    (i = 4)

    HEURES
    creuses mars
    et novembre
    (i = 5)

    HEURES
    pleines d'été (i = 6)

    HEURES
    creuses d'été (i = 7)

    JUILLET-AOÛT
    (i = 8)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 7,44

    d2 = 3,55

    d3 = 2,48

    d4 = 1,94

    d5 = 1,57

    d6 = 1,03

    d7 = 0,79

    d8 = 0,68

    Coefficient pondérateur
    de
    puissance

    k1 = 100 %

    k2 = 89 %

    k3 = 75 %

    k4 = 66 %

    k5 = 56 %

    k6 = 36 %

    k7 = 24 %

    k8 = 17 %


    Composantes annuelles des soutirages (CS) au domaine de tension BT
    Composantes annuelles des soutirages au domaine de tension BT au-dessus de 36 kVA


    Tarif BT > 36 kVA longue utilisation :


    Tableau 7.1



    a2 (€/kVA/an)

    22,92


    Tableau 7.2




    HEURES DE POINTE
    (i = 1)

    HEURES PLEINES
    d'hiver (i = 2)

    HEURES CREUSES
    d'hiver (i = 3)

    HEURES PLEINES
    d'été (i = 4)

    HEURES CREUSES
    d'été (i = 5)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 3,75

    d2 = 3,75

    d3 = 2,59

    d4 = 1,30

    d5 = 1,10

    Coefficient pondérateur de puissance

    k1 = 100 %

    k2 = 71 %

    k3 = 61 %

    k4 = 50 %

    k5 = 50 %


    Tarif BT > 36 kVA moyenne utilisation :


    Tableau 8.1



    a2 (€/kVA/an)

    13,32


    Tableau 8.2





    HEURES PLEINES
    d'hiver (i = 1)

    HEURES CREUSES
    d'hiver (i = 2)

    HEURES PLEINES
    d'été (i = 3)

    HEURES CREUSES
    d'été (i = 4)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 4,65

    d2 = 3,17

    d3 = 1,29

    d4 = 1,10


    Composante annuelle des soutirages au domaine de tension BT jusqu'à 36 kVA inclus


    Tarif BT ≤ 36 kVA courte utilisation :


    Tableau 9




    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2 (€/kVA/an)

    d1 (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

    3,48

    3,45

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

    6,24

    3,26

    18 kVA < P

    12,48

    2,90


    Tarif BT ≤ 36 kVA moyenne utilisation :


    Tableau 10



    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2 (€/kVA/an)

    d1 (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

    4,80

    3,25

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

    9,00

    2,96

    18 kVA < P

    19,92

    2,33


    Tarif BT ≤ 36 kVA moyenne utilisation avec différenciation temporelle :


    Tableau 11




    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2 (€/kVA/an)

    d1 HEURES PLEINES
    (c€/kWh)

    d2 HEURES CREUSES
    (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

    4,80

    3,64

    2,26

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

    9,00

    3,26

    2,03

    18 kVA < P

    19,92

    2,52

    1,58


    Tarif BT ≤ 36 kVA longue utilisation :


    Tableau 12





    a2 (€/kVA/an)

    d1 (c€/kWh)

    Longue utilisation

    56,52

    1,11


    A N N E X E 7
    TARIFS D'UTILISATION D'UN RÉSEAU PUBLIC D'ÉLECTRICITÉ
    DANS LE DOMAINE DE TENSION HTA OU BT EN VIGUEUR DU 1er JUIN 2013 AU 31 JUILLET 2013
    Composante annuelle de gestion (CG)
    Tableau 1




    a1 (€/an)

    CONTRAT D'ACCÈS AU RÉSEAU
    conclu par l'utilisateur

    CONTRAT D'ACCÈS AU RÉSEAU
    conclu par le fournisseur

    HTA

    683,76

    66,00

    BT > 36 kVA

    329,88

    52,92

    BT ≤ 36 kVA

    32,88

    8,52


    Composante annuelle de comptage (CC)
    Dispositifs de comptage propriété des gestionnaires de réseaux publics
    ou des autorités organisatrices de la distribution publique d'électricité
    Tableau 2.1




    DOMAINE DE TENSION

    PUISSANCE (P)

    FRÉQUENCE MINIMALE
    de transmission

    CONTRÔLE
    de la puissance

    GRANDEURS
    mesurées

    COMPOSANTE
    annuelle de comptage
    €/an

    HTA



    Mensuelle


    Dépassement

    Courbe de mesure

    1 155,60

     

     

     

     

    Index

    491,04

    BT


    Mensuelle

    Dépassement

    Courbe de mesure

    1 155,60

     

    P > 36 kVA


    Mensuelle

    Dépassement


    Index

    381,00

     

     

     

    Disjoncteur

     

    303,48

     

    18 kVA < P ≤ 36 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    21,60

     

    P ≤ 18 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    18,00

     

    P ≤ 36 kVA

    Bimestrielle

    Compteur évolué

    Index

    18,00


    Dispositifs de comptage propriété des utilisateurs
    Tableau 2.2



    DOMAINE DE TENSION

    PUISSANCE (P)

    FRÉQUENCE MINIMALE
    de transmission

    CONTRÔLE
    de la puissance

    GRANDEURS
    mesurées

    COMPOSANTE
    annuelle de comptage
    (€/an)

    HTA



    Mensuelle


    Dépassement

    Courbe de mesure

    541,20

     

     

     

     

    Index

    148,44

    BT


    Mensuelle

    Dépassement

    Courbe de mesure

    541,20

     

    P > 36 kVA


    Mensuelle

    Dépassement


    Index

    135,96

     

     

     

    Disjoncteur

     

    141,84

     

    18 kVA < P ≤ 36 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    8,64

     

    P ≤ 18 kVA

    Semestrielle

    Disjoncteur

    Index

    8,64


    Composante annuelle des injections (CI)
    Tableau 3



    DOMAINE DE TENSION

    c€/MWh

    HTA

    0

    BT

    0


    Composantes annuelles des soutirages (CS) au domaine de tension HTA
    Tarif optionnel sans différenciation temporelle
    Tableau 4




    DOMAINE DE TENSION

    a2 (€/kW/an)

    b (€/kW/an)

    c

    HTA

    21,36

    82,26

    0,800


    Tarifs optionnels avec différenciation temporelle
    Tarif HTA optionnel avec différenciation temporelle à 5 classes
    Tableau 5.1




    a2 (€/kW/an)

    12,60


    Tableau 5.2





    HEURES DE POINTE
    (i = 1)

    HEURES PLEINES
    d'hiver (i = 2)

    HEURES CREUSES
    d'hiver (i = 3)

    HEURES PLEINES
    d'été (i = 4)

    HEURES CREUSES
    d'été (i = 5)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 7,04

    d2 = 2,95

    d3 = 1,58

    d4 = 0,95

    d5 = 0,72

    Coefficient pondérateur de puissance

    k1 = 100 %

    k2 = 88 %

    k3 = 62 %

    k4 = 52 %

    k5 = 42 %



    Tarif HTA optionnel avec différenciation temporelle à 8 classes
    Tableau 6.1



    a2 (€/kW/an)

    12,60


    Tableau 6.2




    HEURES
    de pointe
    (i = 1)

    HEURES
    pleines d'hiver (i = 2)

    HEURES
    pleines mars
    et novembre
    (i = 3)

    HEURES
    creuses d'hiver (i = 4)

    HEURES
    creuses mars
    et novembre
    (i = 5)

    HEURES
    pleines d'été (i = 6)

    HEURES
    creuses d'été (i = 7)

    JUILLET-AOÛT
    (i = 8)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 7,25

    d2 = 3,46

    d3 = 2,42

    d4 = 1,89

    d5 = 1,53

    d6 = 1,00

    d7 = 0,77

    d8 = 0,66

    Coefficient pondérateur
    de
    puissance

    k1 = 100 %

    k2 = 89 %

    k3 = 75 %

    k4 = 66 %

    k5 = 56 %

    k6 = 36 %

    k7 = 24 %

    k8 = 17 %


    Composantes annuelles des soutirages (CS) au domaine de tension BT
    Composantes annuelles des soutirages au domaine de tension BT au-dessus de 36 kVA


    Tarif BT > 36 kVA longue utilisation :


    Tableau 7.1



    a2 (€/kVA/an)

    22,32


    Tableau 7.2




    HEURES DE POINTE
    (i = 1)

    HEURES PLEINES
    d'hiver (i = 2)

    HEURES CREUSES
    d'hiver (i = 3)

    HEURES PLEINES
    d'été (i = 4)

    HEURES CREUSES
    d'été (i = 5)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 3,66

    d2 = 3,66

    d3 = 2,53

    d4 = 1,27

    d5 = 1,07

    Coefficient pondérateur de puissance

    k1 = 100 %

    k2 = 71 %

    k3 = 61 %

    k4 = 50 %

    k5 = 50 %


    Tarif BT > 36 kVA moyenne utilisation :


    Tableau 8.1



    a2 (€/kVA/an)

    12,96


    Tableau 8.2





    HEURES PLEINES
    d'hiver (i = 1)

    HEURES CREUSES
    d'hiver (i = 2)

    HEURES PLEINES
    d'été (i = 3)

    HEURES CREUSES
    d'été (i = 4)

    Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)

    d1 = 4,53

    d2 = 3,09

    d3 = 1,26

    d4 = 1,07


    Composante annuelle des soutirages au domaine de tension BT jusqu'à 36 kVA inclus


    Tarif BT ≤ 36 kVA courte utilisation :


    Tableau 9




    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2 (€/kVA/an)

    d1 (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

    3,36

    3,36

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

    6,12

    3,18

    18 kVA < P

    12,12

    2,83


    Tarif BT ≤ 36 kVA moyenne utilisation :


    Tableau 10



    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2 (€/kVA/an)

    d1 (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

    4,68

    3,17

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

    8,76

    2,89

    18 kVA < P

    19,44

    2,27


    Tarif BT ≤ 36 kVA moyenne utilisation avec différenciation temporelle :


    Tableau 11




    PUISSANCE SOUSCRITE (P)

    a2 (€/kVA/an)

    d1 HEURES PLEINES
    (c€/kWh)

    d2 HEURES CREUSES
    (c€/kWh)

    P ≤ 9 kVA

    4,68

    3,55

    2,20

    9 kVA < P ≤ 18 kVA

    8,76

    3,18

    1,98

    18 kVA < P

    19,44

    2,46

    1,54


    Tarif BT ≤ 36 kVA longue utilisation :


    Tableau 12





    a2 (€/kVA/an)

    d1 (c€/kWh)

    Longue utilisation

    55,08

    1,08


    Fait à Paris, le 29 mars 2013.


    Pour la Commission de régulation de l'énergie :
    Le président,
    P. de Ladoucette