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

Contexte

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

Procédure

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

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

A. ― Principes méthodologiques

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

RTréf = CNC + RCP + CRCP

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

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

B. ― Durée des tarifs

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

C. ― Définition du revenu tarifaire de référence

1. Charges nettes comptables

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

| EN MILLIONS D'EUROS | 2009 | 2010 | 2011 |2012 (4)| |------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|------|-------|-------|--------| | Charges nettes comptables |10 668|11 232 |10 678 | 11 408 | | dont charges de personnel |2 193 | 2 230 | 2 291 | 2 470 | | dont consommations externes |7 368 | 7 572 | 7 379 | 7 752 | | dont dotations nettes aux amortissements et aux provisions |2 033 | 2 285 | 2 054 | 2 098 | | dont production immobilisée |― 996 |― 1 116|― 1 231|― 1 277 | | (4) Le montant des charges nettes comptables de l'année 2012 est inférieur de 56 M€ au montant présenté dans la consultation publique du 5 février 2013 du fait d'un reclassement de produits d'acheminement en produits de services. Ce reclassement est sans impact sur le montant de l'ajustement.| | | | |

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

2. Rémunération des capitaux propres

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

| Taux sans risque nominal (A) |4,2 %| |:-------------------------------------------:|:---:| | Prime de marché (B) |4,5 %| | Bêta des fonds propres (C) |0,66 | |Coût des fonds propres après IS (= A + B × C)|7,2 %|

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

| EN MILLIONS D'EUROS |2009 |2010 |2011 |2012 |JANVIER-JUILLET 2013| |-------------------------------|-----|-----|-----|-----|--------------------| |Capitaux propres au 1er janvier|3 041|2 850|2 934|3 543| 4 085 | | Rémunération après impôt | 219 | 205 | 211 | 255 | 172 |

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

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

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

| Solde du CRCP TURPE 1 à fin 2008 | 557 | |:----------------------------------------------------------------:|:-----:| | Solde du CRCP TURPE 2 à fin 2008 |― 1 392| | Charges liées à la compensation des pertes sur les réseaux |― 1 468| | Charges de capital | 623 | | Recettes perçues au titre de la fourniture de prestations annexes| ― 547 | | Total | ― 836 |

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

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

4. Revenu tarifaire de référence

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

| EN MILLIONS D'EUROS | 2009 | 2010 | 2011 | 2012 |JANVIER-JUILLET 2013| |---------------------------------|------|------|------|------|--------------------| | Charges nettes comptables |10 668|11 232|10 678|11 408| 6 845 | |Rémunération des capitaux propres| 219 | 205 | 211 | 255 | 172 | | Annuité du CRCP | 135 | 135 | 135 | 135 | 79 | | Revenu tarifaire de référence |11 021|11 571|11 023|11 797| 7 096 |

D. ― Evolution tarifaire

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

| EN MILLIONS D'EUROS | 2009 | 2010 | 2011 |2012 (6)|JANVIER-JUILLET 2013| |------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|------|------|------|--------|--------------------| | Revenu tarifaire de référence |11 021|11 571|11 023| 11 797 | 7 096 | | Recettes tarifaires |10 623|11 353|11 266| 12 239 | 7 116 | | Ecart |― 399 |― 218 | 242 | 441 | 20 | | Ecart avant impôt |― 608 |― 333 | 370 | 673 | 30 | | (6) Le montant des recettes tarifaires de l'année 2012 est inférieur de 56 M€ au montant présenté dans la consultation publique du 5 février 2013 du fait d'un reclassement de produits d'acheminement en produits de services. Ce reclassement est sans impact sur le montant de l'ajustement.| | | | | |

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

E. ― Cadre de régulation

1. Compte de régulation des charges et des produits

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

2. Régulation incitative

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

2.1. Continuité d'alimentation

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

2.1.1. Paramètres du schéma incitatif

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

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

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

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

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

2.1.2. Suivi de la continuité d'alimentation

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

2.1.3. Evénements exceptionnels

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

2.2. Qualité de service

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

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

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

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

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

F. ― Structure tarifaire et règles applicables
aux utilisateurs des domaines de tension HTA ET BT

1. Principes généraux et structure des tarifs

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

1.1. Tarifs indépendants de la distance

Conformément aux dispositions du paragraphe 1 de l'article 4 du règlement (CE) n° 1228/2003 du 26 juin 2003, qui dispose notamment que les redevances d'accès aux réseaux ne sont pas fonction de la distance séparant un producteur et un consommateur impliqués dans une transaction, la CRE maintient le principe d'une tarification dite « timbre-poste ».

1.2. Tarifs identiques sur tout le territoire

Le tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution est identique sur l'ensemble du territoire. Il s'applique à l'ensemble des gestionnaires de réseaux publics de distribution, ce qui entraîne une péréquation géographique des tarifs conforme au principe d'égalité prévu à l'article 1er de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 modifiée.

1.3. Tarifs fondés sur les coûts comptables des opérateurs

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

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

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

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

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

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

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

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

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

1.8. Structure des options tarifaires

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

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

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

2.1. Définitions

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

2.2. Structure des tarifs

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

2.3. Gestion

Le dispositif mis en place pour TURPE 2 est reconduit, à savoir la facturation explicite des frais de gestion sous la forme d'un terme fixe appliqué à tous les utilisateurs (producteurs, consommateurs et gestionnaires de réseaux) en fonction de leur domaine de tension de raccordement. Ce dispositif différencie les utilisateurs qui disposent d'un contrat d'accès au réseau séparé de leur contrat de fourniture d'énergie et ceux qui disposent d'un contrat unique avec leur fournisseur. En effet, pour ces derniers, les frais de gestion supportés par les gestionnaires de réseaux de distribution sont réduits par le fait qu'une large part des activités de gestion des dossiers par les gestionnaires de réseaux est réalisée par les fournisseurs qui en répercutent le coût à leurs clients dans un cadre concurrentiel.
Afin de mieux refléter les coûts engagés par les gestionnaires de réseaux, la facturation de la composante annuelle de gestion est réalisée par point de connexion et par contrat d'accès.
Les coûts de gestion des contrats sont constitués des coûts liés à l'accueil des utilisateurs de réseaux, à la gestion des dossiers des utilisateurs, à la facturation, au recouvrement et aux impayés.

2.4. Comptage

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

2.5. Soutirage sur le domaine de tension HTA

Les utilisateurs raccordés au domaine de tension HTA ont le choix entre trois options tarifaires :
― option sans différenciation temporelle ;
― option avec différenciation temporelle à cinq classes ;
― option avec différenciation temporelle à huit classes.
Les utilisateurs optant pour les tarifs avec différenciation temporelle se voient appliquer des prix élevés pendant les heures pleines d'hiver, mais peuvent bénéficier de tarifs plus faibles en dehors de cette période. Le choix de l'option tarifaire et des niveaux de puissance souscrite est laissé à l'utilisateur du réseau ou à un tiers autorisé par lui. Les gestionnaires de réseaux publics de distribution conseillent les utilisateurs ou les tiers autorisés par eux pour leur permettre de choisir l'option la mieux adaptée à leurs besoins.

2.6. Soutirage sur le domaine de tension BT
2.6.1. BT > 36 kVA

Les utilisateurs raccordés au domaine de tension BT et avec une puissance souscrite strictement supérieure à 36 kVA peuvent choisir entre deux options à différenciation temporelle. Le choix entre ces options s'effectue sur la base des taux d'utilisation des puissances souscrites.

2.6.2. BT ≤ 36 kVA

Les utilisateurs raccordés au domaine de tension BT avec une puissance souscrite inférieure ou égale à 36 kVA peuvent choisir entre quatre options : courte utilisation, moyenne utilisation, moyenne utilisation avec différenciation temporelle, longue utilisation.
Pour l'ensemble des tarifs de soutirage au domaine de tension BT, le choix d'une des options dépend des besoins en puissance et du taux d'utilisation des puissances souscrites. Le choix de l'option tarifaire et des niveaux de puissance souscrite est laissé à l'utilisateur du réseau ou à un tiers autorisé par lui. Les gestionnaires de réseaux publics de distribution conseillent les utilisateurs ou les tiers autorisés par eux pour leur permettre de choisir l'option la mieux adaptée à leurs besoins.

2.7. Alimentations complémentaires et de secours

Le niveau de la composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours est calculé à partir des charges moyennes directes des liaisons. Comme pour les regroupements, ces niveaux visent à ce que l'incitation financière d'un utilisateur à investir dans ses propres ouvrages soit cohérente avec les coûts d'ouvrages publics.
Pour les liaisons complémentaires ou de secours, seules les parties dédiées sont facturées. Cette modalité de facturation tient compte du fait que, compte tenu des règles de dimensionnement du réseau en « N ― 1 », il n'est pas possible de distinguer un surcoût associé à la fourniture de capacité complémentaire ou de secours.

2.8. Regroupement conventionnel des points de connexion

Le niveau de la composante de regroupement est calculé à partir des charges moyennes directes des liaisons qui permettent physiquement le regroupement. Cette modalité de calcul vise à ce que l'incitation financière d'un utilisateur à investir dans ses propres ouvrages pour matérialiser le foisonnement de ses utilisations soit cohérente avec les coûts d'ouvrages publics remplissant la même fonction à son égard.

2.9. Dispositifs tarifaires applicables aux réseaux publics de distribution

Les gestionnaires des réseaux publics de distribution présentent des spécificités qui sont, pour partie, définies par la loi n° 2000-108 du 10 février 2000 modifiée et par le II de l'article 5 du décret n° 2001-365 du 26 avril 2001. Pour tenir compte de ces spécificités dans les tarifs applicables aux différents domaines de tension, les dispositifs particuliers suivants sont maintenus :
― l'utilisation des ouvrages de transformation est facturée en fonction des charges moyennes directes des postes de transformation ; la compensation pour exploitation de liaisons à la même tension que le réseau public amont est établie à partir de la différence entre les tarifs au domaine de tension de livraison et au domaine de tension immédiatement inférieur, minorée du montant de la composante d'utilisation des ouvrages de transformation, et pondérée par les parts de ces liaisons exploitées par les différents gestionnaires ;
― les écrêtements des factures mensuelles de dépassement de puissance des distributeurs sont autorisés en cas de froid très rigoureux, dans les mêmes conditions que pour le TURPE 2.

2.10. Utilisations ponctuelles

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

2.11. Energie réactive

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

2.11.1. Sur les capacités constructives des régulations à basse puissance

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

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

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

2.11.3. Sur l'évolution des périodes de comptage

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

2.12. Regroupement conventionnel des points de connexion

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

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

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