Annexe

F. ― Annexes

Programme de R&D d'ERDF

ERDF a prévu de mener pendant la prochaine période tarifaire plusieurs projets innovants destinés à améliorer son efficacité opérationnelle et à préparer le déploiement des Smart Grids.
Ces actions constituent une réponse aux défis auxquels ERDF est aujourd'hui confrontée, comme beaucoup de gestionnaires de réseaux de distribution en Europe :
― gestion d'un parc d'actifs important, constitué d'ouvrages vieillissants et sur lequel un programme d'investissement important est prévu ;
― défis scientifiques, technologiques, économiques et sociétaux résultant de l'augmentation du nombre d'acteurs intervenant dans le système électrique, du développement des énergies renouvelables, de l'évolution des usages de l'électricité tels le véhicule électrique ou des modes de consommation (maîtrise de la demande, gestion du bilan carbone).

Principaux projets de R&D et démonstrateurs Smart Grids d'ERDF
Thématique « améliorer l'efficacité des métiers de la distribution »

Les travaux sur cette thématique visent à améliorer la performance dans la gestion et l'exploitation des réseaux de distribution (amélioration de la gestion des actifs, automatisation des réseaux pour optimiser les coûts et la qualité, fiabilisation du bilan énergétique). Parmi les projets, on peut citer :

Conception de composants innovants et optimisation de la maintenance

ERDF a engagé des programmes d'investissements importants afin de garantir la qualité de fourniture due aux utilisateurs (câbles, transformateurs, matériels de postes). En parallèle, pour répondre aux défis liés au vieillissement des composants, ERDF développe des méthodes de diagnostic et des modèles de vieillissement afin d'optimiser la maintenance et le renouvellement. Les premières conclusions des études, appuyées par des tests sur le terrain et des essais en laboratoire, sont attendues pour 2015.

Développement de l'automatisation des réseaux

Il s'agit d'accroître l'automatisation des réseaux et d'améliorer les fonctions de reprise automatique après incident (autocicatrisation) afin de réduire les temps de coupure. Certaines fonctions pourront être mises en œuvre dans les outils de conduite fin 2014, d'autres fonctions seront progressivement développées puis testées d'ici 2015-2016.

Fiabilisation du bilan électrique

Dans le cadre de la fiabilisation du bilan électrique, ERDF a engagé un programme de travail de recherche et développement. L'ensemble des chantiers initiés ont pour but d'améliorer la compréhension et la qualité des bilans énergétiques et visent à identifier et modéliser les différents facteurs d'influence sous-jacents. A titre d'exemple, ERDF travaille sur une méthode de déclimatisation des pertes. Ces travaux doivent permettre d'isoler le facteur prépondérant de variation des pertes que représente le climat et conduire à une méthode de dé-saisonnalisation du taux de pertes connu à l'issue du processus de réconciliation temporelle.

Thématique « préparer l'évolution des métiers de la distribution »

Les travaux sur cette thématique visent à permettre au distributeur de faciliter les évolutions du système électrique : développement des énergies renouvelables, évolution des usages de l'électricité ou des modes de consommation. Parmi les projets relatifs à celle-ci peuvent être cités :

Intégration de la production décentralisée (éolien et photovoltaïque) dans le réseau

Qautre-vingt-quinze pour cent des moyens de production d'électricité à partir de sources d'énergies renouvelables sont raccordées au réseau de distribution alors que celui-ci n'a pas été conçu initialement pour accueillir de la production. L'objectif de la R & D est de concevoir de nouvelles architectures de réseau et de définir des solutions pour la gestion de ces nouvelles contraintes (automates locaux et réglage coordonné de tension, par exemple) afin de maîtriser la qualité de l'électricité distribuée. Les expérimentations sur le terrain en 2014 permettront de valider des premières solutions pour l'intégration dans les outils de conduite en 2015, d'autres fonctions seront progressivement développées puis testées dans des démonstrateurs d'ici 2016-2017 (y compris les matériels associés).

Recharge des véhicules électriques

Il s'agit de faciliter au maximum le développement des véhicules électriques, en intégrant les équipements de recharge sur le réseau électrique et en minimisant leur impact sur les pointes de charge du réseau. Des résultats significatifs, appuyés par des démonstrateurs, sont attendus sur la période 2015-2017.

Préparation à la gestion de l'instabilité des réseaux

La production d'électricité par les centrales de production d'électricité éolienne et photovoltaïque étant intermittente et peu ou pas pilotable, le réseau devra être adapté pour assurer à chaque instant l'équilibre entre la production et la demande. Il s'agit de préparer les futurs systèmes électriques, en intégrant cette production intermittente et en prenant en compte ses contraintes techniques, en favorisant la mise en œuvre de moyens de stockage d'électricité, en assurant une parfaite adéquation entre les besoins locaux et la sécurité du système électrique national et en améliorant les plans de protection. Des premiers résultats sur les prévisions locales de production et de consommation sont attendus pour 2014. Plus généralement, les outils qui découleront de ce programme, aux différents horizons de temps (planification, gestion prévisionnelle, temps réel), seront progressivement développés sur la période 2014-2017 et serviront à ERDF pour répondre aux nouveaux besoins des acteurs du système électrique de distribution.

Appui au projet de compteur évolué Linky et au développement des services associés

L'objectif est de qualifier les matériels du projet de comptage évolué Linky et de maîtriser les systèmes informatiques liés, notamment ceux permettant le développement des services associés (augmentation des volumes de données à traiter, cyber-sécurité, interopérabilité, normalisation). Les programmes sur les compteurs se poursuivront pour contribuer à la validation du palier futur de Linky (2014-2015). Ceux liés au développement des services associés à Linky se poursuivront a minima jusqu'en 2017.
De plus, ERDF participe à des projets de coordination et de recherche européens visant à préparer l'évolution des rôles et des métiers des gestionnaires de réseaux de distribution :
― Grid+ : appui à la Commission européenne, dans le cadre de l'initiative sur les réseaux (EEGI, European Electricity Grid Initiative), pour l'élaboration et la mise à jour de feuilles de route, la définition d'indicateurs de performance et le partage d'expérience (www.gridplus.eu) ;
― Meter-On : projet européen piloté par l'association des distributeurs européens EDSO for Smart Grids, visant à comparer les solutions pour le déploiement du comptage évolué en Europe ;
― EvolvDSO : projet de recherche européen associant des gestionnaires de réseaux de distribution, des gestionnaires de réseaux de transport et des universités, dont l'objectif est de développer des méthodes et outils permettant aux distributeurs de remplir leurs nouveaux rôles d'opérateurs de systèmes de distribution dans un contexte de croissance de la production renouvelable décentralisée.

Programme de démonstrateurs Smart Grids d'ERDF

Pour aller au-delà des études et projets de recherche engagés par ERDF, il est nécessaire d'expérimenter les différents objets Smart Grids, en situation réelle, dans une approche système. L'objectif du programme Smart Grids d'ERDF est d'intégrer ces résultats dans une vision globale du réseau du futur.
Par ailleurs, au-delà des composants classiques de réseau (composants électrotechniques, ouvrages de distribution électrique), vont se développer de nouveaux composants « actifs » : des moyens de production décentralisés, des moyens de stockage, des charges dynamiques et modulables chez les clients via des mécanismes d'effacement (pilotage d'usages, nouveaux signaux tarifaires), des charges mobiles sur le réseau (véhicules électriques). Les lois de comportement de ces objets et acteurs ne sont pas purement déterministes et restent à établir au travers d'expérimentations. C'est l'enjeu des démonstrateurs et projets pilotes Smart Grids que de mesurer la réponse de ces objets et acteurs en conditions réelles, in situ, et en particulier l'acceptabilité par les utilisateurs de ces nouvelles interactions avec le réseau.
Afin de répondre à ces questions, un ensemble de démonstrateurs a été élaboré. A ce jour, ERDF est engagée dans quatre projets (cf. tableau ci-après). Ces projets sont menés par des consortiums rassemblant de nombreux partenaires. Dans le cadre de la poursuite de ses travaux sur les Smart Grids et plus généralement sur les réseaux du futur, ERDF est susceptible de s'impliquer dans de nouveaux démonstrateurs en France et en Europe.

| PROJET | DESCRIPTION | |---------------------------------|---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------| | Grid4EU | Projet de Smart Grid européens regroupant six démonstrateurs dans six pays européens (www.grid4eu.eu) | | Nice Grid | Intégration des énergies renouvelables, automatisation des réseaux, gestion de la demande, stockage d'énergie (www.nicegrid.fr) | | Advanced | Etude de l'impact de la gestion active de la demande et des services associés sur les réseaux de distribution | |Smart Community ― Lyon Confluence| Gestion des véhicules électriques, des bâtiments et développement du photovoltaïque | | Smart Electric Lyon | Mise en œuvre de solutions aval compteur (www.smart-electric-lyon.fr) | | Greenlys |Smart Grid en zone urbaine, apports du comptage communicant pour le développement et l'exploitation des réseaux (www.greenlys.fr)| | Venteea | Intégration de fortes capacités de production d'énergies renouvelables sur un réseau rural | | Postes intelligents | Faciliter l'interface entre les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution | | Issy Grid | Optimisation énergétique à l'échelle d'un quartier | | Houat et Hoëdic | Sécurisation de l'alimentation électrique des îles par répartition énergétique optimisée | | Smart Grid Vendée | Optimisation énergétique à l'échelle d'une collectivité territoriale | | IGREENGRid | Insertion des énergies renouvelables (www.igreengrid.com) | | So Grid | Développement d'une chaîne de communication CPL pour le pilotage du réseau de distribution (www.so-grid.com) |

Ces démonstrateurs sont répartis sur tout le territoire français afin de tester les différents contextes locaux possibles. Ce programme a également une dimension européenne. ERDF est en effet coordonnateur de GRID 4EU, projet européen de recherche et démonstration de grande envergure en matière de réseaux intelligents et participe aux projets européens IGREENGrid sur l'insertion massive de productions décentralisées sur les réseaux de distribution, Advanced sur la gestion active de la demande.
Au total, une centaine de partenaires collaborent dans le cadre de ces démonstrateurs. Ces partenaires sont issus du monde de l'énergie (fournisseurs, gestionnaires de réseaux,...), de l'industrie électrique, du domaine des technologies de la communication et de l'information, des laboratoires de recherche, des start-up innovantes, etc.
Ce portefeuille de projets est construit de façon à traiter l'ensemble des questions liées aux Smart Grids :
Les sujets étudiés dans les démonstrateurs sont nombreux. Peuvent être cités, de manière non exhaustive :
― les solutions techniques pour intégrer les énergies renouvelables dans le réseau de distribution : estimation d'état, développement des solutions d'observabilité du réseau, nouvelles fonctions d'automatisation du réseau, régulation de la tension, stockage, modulation de la production et de la consommation ;
― la gestion active de la demande : tests d'architectures et de solutions techniques permettant la coordination entre les acteurs impliqués (agrégateurs, gestionnaires des réseaux de transport et de distribution, « offreurs de flexibilités »), analyse de l'acceptabilité des clients envers ces nouveaux stimuli, « modélisation » du comportement des clients, évaluation des gisements de modulation de la demande potentiels, impact des effacements sur la courbe de charge, etc. ;
― la capacité à optimiser la conduite en « temps réel » en prenant en compte les flexibilités présentes sur le réseau (production décentralisée, consommation, effacements, etc.) : algorithmes d'aide à la décision rapide, performances des systèmes de mesure sur le terrain et performance des systèmes de communication ;
― la gestion prévisionnelle : anticipation des contraintes potentiellement engendrées par les variations de consommation et la production locale sur le réseau de distribution, identification puis activation des leviers les plus performants pour lever ces contraintes (modification des schémas de conduite, réglage de la tension, signaux tarifaires, etc.) ;
― l'impact de la recharge des véhicules électriques sur le réseau de distribution : étude et expérimentation de recharge intelligente des véhicules électriques, intégrant les besoins des utilisateurs et du gestionnaire de réseau ;
― l'utilisation des données collectées (comptage, réseau) pour enrichir les études, outils et méthodes de planification et de développement du réseau : capacité à traiter de grands volumes de données (problématique « big data »).
Les premiers projets ont été lancés en 2011. L'ensemble du programme devrait courir sur la période 2011-2017. Les premières expérimentations ont démarré. Les premiers résultats sont attendus pour 2014.

Qualité de service
2.1. ERDF
2.1.1. Indicateurs incités financièrement

a) Rendez-vous planifiés non respectés par ERDF.

| Calcul | Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD et ayant donné lieu au versement d'une pénalité par le GRD durant le trimestre, par catégorie d'utilisateurs | |:-------------------:|:------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------:| | Périmètre | Tous rendez-vous programmés donc validés par le GRD
Tous rendez-vous pour intervention avec déplacement d'un agent du GRD et nécessitant la présence de l'utilisateur, non respectés du fait du GRD | | Suivi | Fréquence de calcul : trimestrielle
Fréquence de remontée à la CRE : trimestrielle
Fréquence de publication : trimestrielle | | Objectif | 100 % des rendez-vous non tenus :
― jusqu'au 31 décembre 2014 : tous rendez-vous non respectés signalés par les fournisseurs via le portail SGE ou par les utilisateurs
― à compter du 1er janvier 2015 : tous rendez-vous non respectés automatiquement identifiés par le GRD | | Incitations |Montant de pénalités identique à celui facturé par ERDF en cas de non-exécution d'une intervention programmée du fait de l'utilisateur ou du fournisseur (absence au rendez-vous, etc.)
Versement au bénéfice de l'utilisateur final via le fournisseur pour les utilisateurs en contrat unique ou directement à l'utilisateur dans les cas des utilisateurs ayant conclu un contrat d'accès directement avec le GRD| |Date de mise en œuvre| Déjà mis en œuvre depuis le 1er août 2009
Mise en place au 1er janvier 2015 de la systématisation du versement de la pénalité suite à détection automatisée des rendez-vous non respectés par le GRD |

b) Taux de mises en service (MES) avec déplacement réalisées dans les délais demandés.

| Calcul |Nombre de MES sur installation existante avec déplacement clôturées durant le mois M réalisées dans le délai demandé (si ce délai est supérieur au délai catalogue du fait de l'utilisateur) ou réalisées dans un délai inférieur ou égal au délai catalogue (si le délai demandé par l'utilisateur est inférieur ou égal au délai catalogue)/Nombre total de mises en service clôturées dans SGE durant le mois M| |:-------------------:|:----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------:| | Périmètre | Toutes mises en service avec déplacement sur installation existante clôturées dans le mois, hors MES express | | Suivi | Fréquence de calcul : mensuelle
Fréquence de remontée à la CRE : trimestrielle
Fréquence de publication : trimestrielle
Fréquence de calcul des incitations : annuelle | | Objectif | Du 1er janvier au 31 décembre 2014 :
― objectif de base : 83 %
― objectif cible : 88 % | | | Du 1er janvier au 31 décembre 2015 :
― objectif de base : 85 %
― objectif cible : 90 % | | | Du 1er janvier au 31 décembre 2016 :
― objectif de base : 87 %
― objectif cible : 92 % | | | Du 1er janvier au 31 décembre 2017 :
― objectif de base : 89 %
― objectif cible : 94 % | | Incitations | Malus : 40 000 € par année calendaire par dixième de point en-dessous de l'objectif de base
Bonus : 40 000 € par année calendaire par dixième de point au-dessus de l'objectif cible
Versement au CRCP | |Date de mise en œuvre| 1er janvier 2014 |

c) Taux d'index électricité relevés et autorelevés semestriellement.

| Calcul | Nombre de compteurs relevés ou autorelevés semestriellement durant le mois M/Nombre de compteurs à relever semestriellement durant le mois M | |:-------------------:|:----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------:| | Périmètre | Tous compteurs relevés ou autorelevés
Compteurs électricité uniquement | | Suivi | Fréquence de calcul : mensuelle
Fréquence de remontée à la CRE : trimestrielle
Fréquence de publication : trimestrielle
Fréquence de calcul des incitations : annuelle | | Objectif | Objectif de base : 94,8 % par année calendaire
Objectif cible : 95,2 % par année calendaire | | Incitations |Malus : 40 000 € par année calendaire par dixième de point en-dessous de l'objectif de base
Bonus : 40 000 € par année calendaire par dixième de point au-dessus de l'objectif cible
Versement au CRCP| |Date de mise en œuvre| 1er janvier 2014 |

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

| Calcul | 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 semaine S | |:-------------------:|:--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------:| | Périmètre |Courbes de mesure (CdM) suivantes :
― CdM agrégée des consommations de sites à courbe de mesure télérelevée
― CdM agrégée des consommations des sites à index (profilée)
― CdM agrégée des productions des sites à courbes 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 des incitations : annuelle à compter de l'entrée en vigueur des tarifs | | Objectif | Objectif de base : 96 % par année calendaire
Objectif cible : 100 % par année calendaire | | Incitations | Bonus : 50 000 € par année calendaire si la performance est de 100 %
Malus : 5 000 € par année calendaire par dixième de point en-dessous de l'objectif de base
Versement au CRCP | |Date de mise en œuvre| Mis en œuvre depuis le 1er août 2009 |

e) Taux de réponses aux réclamations dans les quinze jours calendaires.

| Calcul | (N1 + N2) / D | |:-------------------:|:------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------:| | |Avec :
― N1 : nombre de réclamations, hors réclamations relatives à la qualité d'alimentation, clôturées dans le mois M dont le délai de réponse (date de clôture sous SGE) est inférieur ou égal à quinze jours calendaires après la date de dépôt dans SGE
― N2 : nombre de réclamations relatives à la qualité d'alimentation clôturées dans le mois M pour lesquelles une lettre d'attente ou une réponse consistante a été envoyée à une date inférieure ou égale à quinze jours calendaires après la date de dépôt dans SGE
― D : nombre de réclamations clôturées dans SGE durant le mois M| | Périmètre | Toutes réclamations envoyées directement par les utilisateurs ou via les fournisseurs dont la réponse doit être faite par le GRD, clôturées dans SGE
Tous médias de transmission de la réclamation, écrit ou oral, saisiedans SGE
Toutes catégories d'utilisateurs
Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d'accusé de réception) a été envoyée par le GRD | | Suivi | Fréquence de calcul : mensuelle
Fréquence de remontée à la CRE : trimestrielle
Fréquence de publication : trimestrielle
Fréquence de calcul des incitations : annuelle | | Objectif | Objectif de base :
85 % du 1er janvier 2014 au 31 décembre 2014
87 % du 1er janvier 2015 au 31 décembre 2015
90 % du 1er janvier 2016 au 31 décembre 2016
95 % à partir du 1er janvier 2017 | | Incitations | Malus : 40 000 € par année calendaire par dixième de point en-dessous de l'objectif de base
Versement : au CRCP | |Date de mise en œuvre| 1er janvier 2014 |

f) Nombre de réclamations traitées dans un délai supérieur à trente jours calendaires.

| Calcul | Nombre de réclamations clôturées dans SGE durant le mois et dont le délai de réponse (date de clôture dans SGE) est supérieur ou égal à trente jours calendaires après la date de dépôt dans SGE | |:-------------------:|:--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------:| | Périmètre |Toutes réclamations envoyées directement par les utilisateurs ou via les fournisseurs dont la réponse doit être faite par le GRD, clôturées dans SGE
Tous médias de transmission de la réclamation, écrit ou oral, saisiedans SGE
Toutes catégories d'utilisateurs
Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d'accusé de réception) a été envoyée par le GRD| | Suivi | Fréquence de calcul : mensuelle
Fréquence de remontée à la CRE : trimestrielle
Fréquence de publication : trimestrielle | | Objectif | 100 % des réclamations reçues directement des utilisateurs ou via les fournisseurs, traitées dans les trente jours calendaires | | Incitations | Malus : 30 € pour chaque réclamation non traitée dans les 30 jours
Versement au CRCP | |Date de mise en œuvre| 1er janvier 2014 |

g) Nombre de pénalités versées pour l'envoi hors délai de propositions de raccordement.

| Calcul | Nombre de réclamations pour propositions de raccordement non envoyées dans le délai maximum résultant de la qualification de la demande (en conformité avec les procédures de traitement des demandes de raccordement) ayant donné lieu au versement d'une pénalité durant le trimestre | |:-------------------:|:----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------:| | Périmètre | 100 % des propositions de raccordement non envoyées dans les délais, sur réclamation des utilisateurs
Tous les raccordements en injection et en soutirage | | Suivi | Fréquence de calcul : trimestrielle
Fréquence de remontée à la CRE : trimestrielle
Fréquence de publication : trimestrielle | | Incitations | Pénalités :
30 € pour les raccordements BT ≤ 36 kVA
100 € pour les raccordements BT > 36 kVA et collectifs en BT
1 000 € pour les raccordements en HTA | | |Versement : sur demande, au demandeur de raccordement, ou au mandataire dans le cadre d'un mandat spécial de représentation
Les montants et modalités de versement des pénalités devront apparaître de manière visible et détaillée dans les procédures de raccordements ainsi que dans les documents contractuels| |Date de mise en œuvre| Déjà mis en œuvre depuis le 1er août 2009 |

h) Nombre de pénalités versées pour mise à disposition du raccordement non réalisée à la date convenue avec l'utilisateur.

| Calcul | Nombre de réclamations pour raccordement non mis à disposition à la date convenue avec l'utilisateur ayant donné lieu au versement d'une pénalité durant le trimestre | |:-------------------:|:--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------:| | Périmètre | 100 % des raccordements non mis à disposition à la date convenue avec l'utilisateur, sur réclamation de l'utilisateur
Tous les raccordements en soutirage et en injection | | Suivi | Fréquence de calcul : trimestrielle
Fréquence de remontée à la CRE : trimestrielle
Fréquence de publication : trimestrielle | | Incitations | Pénalités :
50 € pour les raccordements BT ≤ 36 kVA
150 € pour les raccordements BT > 36 kVA et collectifs en BT
1 500 € pour les raccordements en HTA | | |Les montants et modalités de versement des pénalités devront apparaître de manière visible et détaillée dans les procédures de raccordements ainsi que dans les documents contractuels
Versement : sur réclamation, au demandeur de raccordement, ou au mandataire dans le cadre d'un mandat spécial de représentation| |Date de mise en œuvre| 1er janvier 2014 |

i) Taux de disponibilité du portail fournisseur.

| Calcul | Nombre d'heures de disponibilité (hors indisponibilités programmées) durant la semaine S/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) durant la semaine S | |:-------------------:|:-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------:| | Périmètre | Portail SGE uniquement, toutes fonctionnalités accessibles des fournisseurs
Causes d'indisponibilités : tout fait empêchant, gênant ou ralentissant de façon
Importante l'utilisation du portail par les fournisseurs, programmé ou non | | 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 | | Incitations | Malus : 10 000 € par semaine en dessous de l'objectif de base
Bonus : 100 000 € par année par dixième de point au-dessus de l'objectif cible | |Date de mise en œuvre| Déjà mis en œuvre depuis le 1er août 2009 |

2.1.2. Indicateurs faisant l'objet d'un suivi

a) Indicateurs relatifs aux interventions.

| LIBELLÉ DE L'INDICATEUR | CALCUL DE L'INDICATEUR |FRÉQUENCE
de calcul|DATE DE MISE
en œuvre| |--------------------------------------------------------------------------------------------------|-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|-------------------------|---------------------------| | Taux de résiliations réalisées dans les délais demandés par catégorie d'utilisateurs | Nombre de résiliations à l'initiative de l'utilisateur clôturées et réalisées dans le délai demandé (si ce délai est supérieur au délai catalogue du fait de l'utilisateur) ou dans le délai catalogue (si le délai demandé par l'utilisateur est inférieur ou égal au délai catalogue)/Nombre total de résiliations clôturées et réalisées dans le mois | Mensuelle | 1er janvier 2014 | | Taux de résiliations par tranches de délais et par catégorie d'utilisateurs | Nombre d'affaires de résiliation clôturées et réalisées dans le mois dans la tranche de délai prédéfinie/Nombre d'affaires de résiliation clôturées et réalisées dans le mois | Mensuelle | Déjà mis en œuvre | | Taux de mises en service réalisées dans les délais demandés par catégorie d'utilisateurs | Nombre de mises en service clôturées et réalisées dans le délai demandé par l'utilisateur (si ce délai est supérieur au délai catalogue du fait de l'utilisateur) ou dans le délai catalogue (si le délai demandé par l'utilisateur est inférieur ou égal au délai catalogue)/Nombre total de mises en service clôturées et réalisées dans le mois | Mensuelle | 1er janvier 2014 | | Taux de mises en service par tranche de délais et par catégorie d'utilisateurs | Nombre de mises en service sur installation existante clôturées dans le mois et réalisées dans la tranche de délai prédéfinie/Nombre d'affaires de mises en service clôturées et réalisées dans le mois | Mensuelle | Déjà mis en œuvre | |Taux de changements de fournisseurs réalisés dans les délais demandés par catégorie d'utilisateurs|Nombre de changements de fournisseurs clôturés et réalisés dans le délai demandé par l'utilisateur (si ce délai est supérieur au délai catalogue du fait de l'utilisateur) ou dans le délai catalogue (si le délai demandé par l'utilisateur est inférieur ou égal au délai catalogue)/Nombre de changements de fournisseur clôturés et réalisés dans le mois| Mensuelle | Déjà mis en œuvre | |Taux de changements de fournisseurs réalisés par tranche de délai et par catégorie d'utilisateurs | Nombre de changements de fournisseurs clôturés et réalisés dans le mois dans la tranche de délai prédéfinie/Nombre de changements de fournisseur clôturés et réalisés dans le mois | Mensuelle | Déjà mis en œuvre |

b) Indicateurs relatifs à la relation avec les utilisateurs.

c) Indicateurs relatifs à la relation avec les fournisseurs.

d) Indicateurs relatifs à la relève et à la facturation.

e) Indicateurs relatifs aux raccordements.

| LIBELLÉ DE L'INDICATEUR | CALCUL DE L'INDICATEUR |FRÉQUENCE
de calcul| DATE DE MISE
en œuvre | |------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|-------------------------|-------------------------------------------------------| | Taux d'accessibilité téléphonique des accueils raccordement électricité | Nombre d'appels téléphoniques pris durant le trimestre/Nombre d'appels reçus durant le trimestre | Trimestrielle | Déjà mis en œuvre | | Délai moyen d'envoi de la proposition de raccordement par catégorie d'utilisateurs | Somme des délais d'envoi des propositions de raccordement à partir de la qualification de la demande/Nombre de propositions de raccordements émises durant le trimestre | Trimestrielle | Déjà mis en œuvre | | Taux de raccordements réalisés par catégorie d'utilisateurs et par tranche de délai de réalisation des travaux |Taux de raccordements réalisés par catégorie d'utilisateurs et par tranche de délai de réalisation de l'étape entre la date de réception de l'accord sur la proposition de raccordement et l'ordre de service de la commune le cas échéant, et la date réelle de mise à disposition pour toutes les affaires dont la mise à disposition est intervenue dans le trimestre| Trimestrielle |Déjà mis en œuvre mais adaptation des tranches de délai| | Délai moyen de réalisation des travaux de raccordement par catégorie d'utilisateurs | Somme des délais de réalisation des travaux de raccordement pour toutes les affaires dont la mise à disposition est intervenue dans le trimestre/Nombre total d'affaires dont la mise à disposition est intervenue dans le trimestre | Trimestrielle | 1er janvier 2014 | | Taux de propositions de raccordements envoyées hors délais par catégorie d'utilisateurs | Nombre de propositions de raccordement non envoyées dans le délai maximum résultant de la qualification de la demande (en conformité avec les procédures de traitement des demandes de raccordement)/Nombre de propositions de raccordement émises durant le trimestre | Trimestrielle | Déjà mis en œuvre | | Taux de respect de la date convenue de mise à disposition des raccordements par catégorie d'utilisateurs | Nombre de raccordements mis à disposition à la date convenue avec l'utilisateur/Nombre de raccordements mis à disposition durant le trimestre | Trimestrielle | Déjà mis en œuvre | | Nombre d'indemnités versées au titre du décret n° 2012-38 du 10 janvier 2012 pour les installations de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelable d'une puissance ≤ 3 kVA pour la partie délai d'envoi de la convention de raccordement | Nombre de réclamations pour dépassement du délai d'envoi de la convention de raccordement fixé par le décret ayant donné lieu au versement de l'indemnité durant le trimestre | Trimestrielle | 1er janvier 2014 | |Nombre d'indemnités versées au titre du décret n° 2012-38 du 10 janvier 2012 pour les installations de production d'électricité à partir de sources d'énergie renouvelable d'une puissance ≤ 3 kVA pour la partie délai de réalisation des travaux de raccordement| Nombre de réclamations pour dépassement du délai de réalisation du raccordement fixé par le décret ayant donné lieu au versement de l'indemnité durant le trimestre | Trimestrielle | 1er janvier 2014 |

2.2. Entreprises locales de distribution de plus de 100 000 clients et EDF SEI

Les modalités de calcul des indicateurs pourront être adaptées en fonction des spécificités des ELD ou d'EDF SEI.

2.2.1. Indicateurs incités financièrement

a) Rendez-vous planifiés non respectés par le GRD.

| Calcul | Nombre de réclamations pour rendez-vous planifiés non respectés par le GRD ayant donné lieu au versement d'une pénalité par le GRD durant le trimestre, par catégorie d'utilisateurs | |:-------------------:|:-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------:| | Périmètre |Tous rendez-vous programmés donc validés par le GRD
Tous rendez-vous pour intervention avec déplacement d'un agent du GRD et nécessitant la présence de l'utilisateur, non respectés du fait du GRD| | Suivi | Fréquence de calcul : trimestrielle
Fréquence de remontée à la CRE : trimestrielle
Fréquence de publication : trimestrielle | | Objectif | 100 % des rendez-vous non tenus signalés par les utilisateurs ou les fournisseurs | | Incitations | Montant de pénalités identique à celui facturé par le GRD en cas de non-exécution d'une intervention programmée du fait du client ou du fournisseur (absence au rendez-vous, etc.) | |Date de mise en œuvre| 1er janvier 2014 |

b) Nombre de pénalités versées pour propositions de raccordement envoyées hors délais.

| Calcul | Nombre de réclamations pour propositions de raccordement non envoyées dans le délai maximum résultant de la qualification de la demande (en conformité avec les procédures de traitement des demandes de raccordement) ayant donné lieu au versement d'une pénalité durant le trimestre | |:-------------------:|:--------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------:| | Périmètre | 100 % des propositions de raccordement non envoyées dans les délais, sur réclamation client | | Suivi | Fréquence de calcul : trimestrielle
Fréquence de remontée à la CRE : trimestrielle
Fréquence de publication : trimestrielle | | Incitations |Pénalité versée directement aux clients sur réclamation pour chaque délai d'envoi de la proposition de raccordement non tenu, les montants s'élèvent dans ce cas à :
30 € pour les raccordements BT ≤ 36 kVA
100 € pour les raccordements BT > 36 kVA et collectifs BT
1 000 € pour les raccordements HTA| | | Versement : au demandeur de raccordement, ou au mandataire dans le cadre d'un mandat spécial de représentation
Les montants et modalités de versement des pénalités devront apparaître de manière visible et détaillée dans les procédures de raccordements ainsi que dans les documents contractuels | |Date de mise en œuvre| Mise en œuvre : 1er janvier 2014 |

2.2.2. Indicateurs faisant l'objet d'un suivi

Règles tarifaires pour l'utilisation d'un réseau public d'électricité dans le domaine de tension HTA ou BT

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 aux articles L. 111-91 à L. 111-95 du code de l'énergie 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 | HTA 1 |Domaine HTA|Domaine haute tension| | 40 kV < Un ≤ 50 kV | HTA 2 | | | | 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 HTA 2 sont ceux du domaine de tension HTB 1. Dans l'ensemble des présentes règles, les tarifs applicables aux utilisateurs connectés aux réseaux publics en HTA 1 sont intitulés tarifs du domaine 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.
Toutefois, lorsqu'un transformateur et un jeu de barres sont implantés dans l'enceinte d'un même poste électrique ou dans l'enceinte de deux postes électriques mitoyens, le circuit reliant le transformateur au jeu de barres ne constitue pas une liaison au sens des présentes règles tarifaires, mais fait partie intégrante des ouvrages de transformation.

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 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. Les circuits d'interconnexion ne sont pas considérés comme des utilisateurs au sens des présentes règles.

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 modifiée relative au service public de l'électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières.
Conformément à l'article L. 341-2 du code de l'énergie, lequel dispose que les « tarifs d'utilisation du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution sont calculés de manière transparente et non discriminatoire, afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace », les tarifs 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 à titre exclusif par les 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) délibération(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.

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 L. 111-92 du code de l'énergie.
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 à l'article L. 331-1 du code de l'énergie ;
― 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 | 723,24 | 69,84 | |BT > 36 kVA| 348,84 | 55,92 | |BT ≤ 36 kVA | 34,80 | 9,00 |

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 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 | 1 222,32 | | | | | | Index | 519,36 | | BT | ― | Mensuelle | Dépassement | Courbe de mesure | 1 222,32 | | | P > 36 kVA | Mensuelle | Dépassement | Index | 402,96 | | | | | Disjoncteur | | 321,00 | | |18 kVA < P ≤ 36 kVA| Semestrielle | Disjoncteur | Index | 22,92 | | | P ≤ 18 kVA | Semestrielle | Disjoncteur | Index | 19,08 | | | P ≤ 36 kVA | Bimestrielle | Compteur évolué | Index | 19,08 |

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).
Toutefois, pour les utilisateurs raccordés au domaine de tension HTA et les utilisateurs raccordés au domaine de tension BT ayant souscrit une puissance supérieure à 120 kVA, dans le cas où l'utilisateur propriétaire d'un dispositif de comptage non conforme aux dispositions de l'arrêté du 4 janvier 2012 relatif aux dispositifs de comptage aurait refusé son remplacement, la composante annuelle de comptage facturée à l'utilisateur est définie dans le tableau 2.1 de la section 4.1 ci-dessus, 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 | 572,52 | | | | | | Index | 157,08 | | BT | ― | Mensuelle | Dépassement | Courbe de mesure | 572,52 | | | P > 36 kVA | Mensuelle | Dépassement | Index | 143,76 | | | | | Disjoncteur | | 150,00 | | |18 kVA < P ≤ 36 kVA| Semestrielle | Disjoncteur | Index | 9,12 | | | P ≤ 18 kVA | Semestrielle | Disjoncteur | Index | 9,12 |

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 | 0 | | BT | 0 |

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 sauf disposition transitoire prévue à la section 14, 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° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

Le taux d'utilisation t est calculé à partir de l'énergie active soutirée pendant la période de 12 mois Esoutirée en kWh, de la puissance souscrite PSouscrite en kW et de la durée de l'année considérée D en heures selon la formule suivante :

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

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 | 21,72 | 87,19 |0,690|

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° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

Ei désigne l'énergie active soutirée pendant la ie 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° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

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)|9,36| |:----------:|:--:|

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 = 3,02 | d2 = 2,59 | d3 = 1,55 | d4 = 1,32 | d5 = 0,88 | | Coefficient pondérateur de puissance | k1 = 100 % | k2 = 92 % | k3 = 55 % | k4 = 40 % | k5 = 12 % |

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)|9,36| |:----------:|:--:|

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 = 3,04 | d2 = 2,76 | d3 = 2,28 | d4 = 1,60 | d5 = 1,24 | d6 = 1,38 | d7 = 0,87 | d8 = 1,09 | |Coefficient pondérateur
de
puissance| k1 = 100 % | k2 = 93 % | k3 = 72 % | k4 = 56 % | k5 = 46 % | k6 = 40 % | k7 = 21 % | k8 = 10 % |

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. Les mois de juillet et août constituent une unique classe temporelle.

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° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

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° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

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 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 ΔPmax, 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° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

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 ΔPmax, 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° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

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

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 sauf disposition transitoire prévue à la section 14, 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° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

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

Vous pouvez consulter le tableau dans le
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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 (€/kW/an)|21,12| |:----------:|:---:|

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 = 3,62 | d2 = 3,62 | d3 = 2,50 | d4 = 1,94 | d5 = 1,49 | | Coefficient pondérateur de puissance | k1 = 100 % | k2 = 95 % | k3 = 49 % | k4 = 31 % | k5 = 8 % |

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 (€/kW/an)|12,00| |:----------:|:---:|

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 = 4,27 | d2 = 3,11 | d3 = 2,21 | d4 = 1,64 |

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° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

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° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

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 sauf disposition transitoire prévue à la section 14, un des trois tarifs suivants :
― courte 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° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

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 | 3,60 | 3,50 | | 9 kVA < P ≤ 18 kVA | 6,48 | 3,24 | | 18 kVA < P | 12,96 | 2,60 |

7.2.2. 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 10 ci-dessous :

Tableau 10

|PUISSANCE SOUSCRITE (P)|a2 (€/kVA/an)|d1 HEURES PLEINES
(c€/kWh)|d2 HEURES CREUSES
(c€/kWh)| |-----------------------|-------------|--------------------------------|--------------------------------| | P ≤ 9 kVA | 4,32 | 3,94 | 2,44 | | 9 kVA < P ≤ 18 kVA | 7,32 | 3,53 | 2,19 | | 18 kVA < P | 14,04 | 2,96 | 1,84 |

7.2.3. 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 11 ci-dessous :

Tableau 11

| |a2 (€/kVA/an)|d1 (c€/kWh)| |------------------|-------------|-----------| |Longue utilisation| 57,24 | 1,35 |

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 12

|DOMAINE DE TENSION|CELLULES
(€/cellule/an)| LIAISONS
(€/km/an) | |------------------|-----------------------------|------------------------------------------------------------------| | HTA | 3 145,50 |Liaisons aériennes : 858,05
Liaisons souterraines : 1 287,08|

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 12 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 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 12 ci-dessus et de la composante établie selon le barème du tableau 13 ci-dessous, correspondant à la tarification de la réservation de puissance de transformation :

Tableau 13

|DOMAINE DE TENSION
de l'alimentation|€/kW/an ou €/kVA/an| |------------------------------------------|-------------------| | HTA | 6,14 | | BT | 6,39 |

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 12 ci-dessus et de la composante établie selon le barème du tableau 14 ci-dessous, correspondant à la tarification du réseau électrique public permettant le secours à un domaine de tension inférieur.
Lorsque l'alimentation de secours, qui est à un domaine de tension différent de celui de l'alimentation principale, est équipée d'un compteur mesurant les dépassements de puissance active par rapport à la puissance souscrite pour l'alimentation de secours par période d'intégration de dix minutes, la composante mensuelle de dépassement de puissance souscrite pour l'alimentation de secours est établie chaque mois selon les modalités ci-après :

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

Tableau 14

|DOMAINE DE TENSION
de l'alimentation principale|DOMAINE DE TENSION
de l'alimentation
de secours|PRIME FIXE
(€/kW/an)|PART ÉNERGIE
(c€/kWh)|(c€/kW)| |-----------------------------------------------------|-----------------------------------------------------------|--------------------------|---------------------------|-------| | HTB 2 | HTA | 7,96 | 1,71 | 63,94 | | HTB 1 | HTA | 2,77 | 1,71 | 22,69 | | HTA | BT | ― | ― | ― |

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 I la plus petite longueur totale des ouvrages électriques du réseau public concerné permettant physiquement le regroupement.

CR = I.k.PSouscrite regroupée

Le coefficient k est défini par le tableau 15 suivant :

Tableau 15

|DOMAINE DE TENSION| k
(€/kW/km/an) | |------------------|------------------------------------------------------------| | HTA |Liaisons aériennes : 0,48
Liaisons souterraines : 0,69|

Dispositions spécifiques relatives aux composantes annuelles des soutirages (CS)
des gestionnaires de réseaux publics de distribution

Pour les points de connexion raccordés au domaine de tension HTA, les dispositions spécifiques relatives aux composantes annuelles des soutirages des gestionnaires de réseaux publics de distribution sont prévues à la section 9 des tarifs d'utilisation d'un réseau public d'électricité dans le domaine de tension HTB. Dans ce cadre, les dispositions transitoires prévues à la section 13.1 des tarifs d'utilisation d'un réseau public d'électricité dans le domaine de tension HTB sont applicables au calcul de la composante annuelle des soutirages applicable au domaine de tension HTB 1.

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 applicable au 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 16 ci-dessous :

Tableau 16

|DOMAINE DE TENSION
du point de connexion|DOMAINE DE TENSION
de la tarification appliquée|k (€/kW/an)| |----------------------------------------------|-----------------------------------------------------|-----------| | BT | HTA | 7,96 |

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 :
― I1, la longueur totale de la (des) liaison(s) exploitée(s) au domaine de tension N par le gestionnaire de réseau public de distribution ;
― I2, la longueur totale de la (des) liaison(s) exploitée(s) au domaine de tension N par le gestionnaire du réseau public auquel il est connecté qui est (sont) strictement nécessaire(s) pour relier son point de connexion au(x) transformateur(s) de ce gestionnaire nécessaire(s) pour garantir la puissance souscrite en schéma normal d'exploitation défini dans la documentation technique de référence du gestionnaire du réseau public amont ;
― 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° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

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.

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° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

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 17 ci-dessous :

Tableau 17

|DOMAINE DE TENSION|k
(€/kW)| |------------------|--------------| | HTA | 0,374 |

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.

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 18 ci-dessous, du 1er novembre au 31 mars, de 6 heures à deux 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 18 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 18 ci-dessous :

Tableau 18

|DOMAINE DE TENSION|RAPPORTtg wmax|c€/kvar.h| |------------------|--------------|---------| | HTA | 0,4 | 1,83 | | BT > 36 kVA | 0,4 | 1,92 |

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 19 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 19 ci-dessous.
Cependant, en dessous d'un seuil de faible production mensuel, est facturée selon le tableau 19 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 19

|DOMAINE DE TENSION|c€/kvar.h| |------------------|---------| | HTA | 1,83 | | BT > 36 kVA | 1,92 |

Lorsque les flux physiques d'énergie active en un point de connexion sont des flux d'injection, que l'installation est régulée en tension, et que l'utilisateur ne bénéficie pas d'un contrat tel que prévu à l'article L. 321-12 du code de l'énergie, 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 20 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 20

|DOMAINE DE TENSION|c€/kvar.h| |------------------|---------| | HTA | 1,83 |

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 amont.
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 21 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 21

|DOMAINE DE TENSION|c€/kvar.h| |------------------|---------| | HTA | 1,83 |

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.
A défaut d'accord, le terme contractualisé tg wmax est égal à la « valeur historique », définie comme étant la valeur maximale des tg mensuelles constatée au point de connexion au cours des hivers 2006 à 2009, sans pouvoir excéder 0,4. Lorsque, à la date d'entrée en vigueur des présentes règles tarifaires, la valeur de ce terme contractualisé tg wmax est supérieure à la « valeur historique », le terme contractualisé tg wmax est progressivement abaissé jusqu'à celle-ci par des baisses annuelles de 0,05. Ces baisses annuelles cessent de s'appliquer dès lors que le terme contractualisé tg wmax est inférieur ou égal à 0,2.
Dans un délai d'un an après l'entrée en vigueur des présentes règles tarifaires, les gestionnaires de réseau concernés adaptent leur documentation technique de référence pour préciser les principes fixant les modalités d'évolution de cette valeur contractualisée, en prenant en compte, d'une part, des possibilités dont peut raisonnablement disposer le gestionnaire de réseau public de distribution aval pour maîtriser le réactif soutiré par son réseau et, d'autre part, des contraintes de tension identifiées, à un horizon de cinq à dix ans, par le gestionnaires du réseau public amont.
Par dérogation, deux gestionnaires de réseaux publics peuvent contractualiser sur la base de seuils de puissance réactive fixes exprimés en MVAR par point de connexion. La documentation technique de référence applicable précise les modalités de détermination de ces seuils et de contrôle du respect de ces seuils à un pas de temps suffisamment représentatif. Ces modalités tiennent compte de la nature des contraintes de tension, identifiées à un horizon de cinq à dix ans, ainsi que des possibilités dont peut raisonnablement disposer le gestionnaire de réseau public de distribution pour maîtriser l'énergie réactive fournie ou soutirée par son réseau.

Indexation de la grille tarifaire

Chaque année N à compter de l'année 2014, le niveau des composantes définies par les tableaux 1 à 2.2 et 4 à 21 ci-dessus sont ajustées mécaniquement le 1er août de l'année N, à l'exception des coefficients pondérateurs de puissance des composantes de soutirage ainsi que des coefficients c des tableaux 4, 5.2, 6.2 et 7.2.
La grille tarifaire en vigueur à compter du 1er août de l'année N est obtenue en ajustant la grille tarifaire en vigueur le mois précédent de l'évolution de l'indice des prix à la consommation hors tabac, d'un facteur d'évolution des coûts et d'un facteur d'apurement du compte de régulation des charges et des produits (CRCP).
La grille tarifaire est ajustée mécaniquement du pourcentage suivant :

ZN = IPCN + KN

ZN : pourcentage d'évolution, arrondi au dixième de pour-cent le plus proche, de la grille tarifaire en vigueur à compter du 1er août de l'année N par rapport à celle en vigueur le mois précédent.
IPCN : pourcentage d'évolution, entre la valeur moyenne de l'indice mensuel des prix à la consommation hors tabac sur l'année calendaire N ― 1 et la valeur moyenne du même indice sur l'année calendaire N ― 2, tel que publié par l'INSEE (identifiant : 000641194).
KN : facteur d'apurement du CRCP pour l'année N, calculé sur la base du solde du CRCP au 31 décembre de l'année N ― 1 et des apurements déjà réalisés. La valeur absolue du coefficient KN est plafonnée à 2 %.
Lors de l'ajustement des grilles tarifaires, les règles d'arrondi sont les suivantes :
― les coefficients des parties fixes des composantes annuelles des soutirages ainsi que des composantes annuelles de gestion et de comptage sont arrondis au centime d'euro divisible par 12 le plus proche ;
― les autres coefficients soumis à l'ajustement sont arrondis au centième le plus proche de l'unité dans laquelle ils sont exprimés.

Dispositions transitoires relatives à la mise en œuvre
des présentes règles tarifaires

Pendant les six premiers mois d'application des présentes règles tarifaires, 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. Cette disposition ne peut être activée qu'une seule fois et avec prise d'effet à date de réalisation.
Du 1er janvier 2014 au 31 juillet 2014 et pour le domaine de tension BT jusqu'à la puissance souscrite de 36 kVA incluse, la composante de soutirage des utilisateurs, ayant choisi avant le 1er janvier 2014 le tarif moyenne utilisation, est établie selon la formule suivante :

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 295 du 20/12/2013 texte numéro 146

EI désigne l'énergie soutirée pendant la ie 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.
Pour le tarif moyenne utilisation, n = 1 et les coefficients a2 et d1 employés sont ceux du tableau 22 ci-dessous :

Tableau 22

Pour le domaine de tension BT jusqu'à la puissance souscrite de 36 kVA incluse, les utilisateurs dont la composante de soutirage est établie, au 31 juillet 2014, sur la base du tarif moyenne utilisation sont réputés avoir choisi le tarif courte utilisation à compter du 1er août 2014.
Fait à Paris, le 12 décembre 2013.

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

1 version

Délibération du 12 décembre 2013

JORF n°0295 du 20 décembre 2013

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