Participaient à la séance : M. Philippe de LADOUCETTE, président, M. Maurice MÉDA, vice-président, M. Michel THIOLLIÈRE, vice-président, M. Jean-Paul AGHETTI, Mme Anne DUTHILLEUL, M. Emmanuel RODRIGUEZ, commissaires.
La Commission de régulation de l'énergie (CRE) a été saisie, pour avis, le 3 août 2010, par les ministres chargés de l'économie et de l'énergie d'un projet d'arrêté relatif aux tarifs réglementés de vente de l'électricité, conformément à l'article 4 de la loi n° 2000-108 du 10 février 2000, pour une entrée en vigueur le 15 août 2010.
Le projet d'arrêté fixe les barèmes des tarifs réglementés de vente hors taxes de l'électricité applicables par Electricité de France (EDF) et les distributeurs non nationalisés (DNN). Les barèmes envisagés résultent d'une évolution en structure et en niveau des barèmes en vigueur.
Le niveau des tarifs envisagés par le Gouvernement augmenterait en moyenne de 3 % pour les tarifs bleus résidentiels, 4 % pour les tarifs bleus non résidentiels, 4,5 % pour les tarifs jaunes et 5,5 % pour les tarifs verts.

Pour élaborer son avis, la CRE a consulté les différents acteurs concernés et auditionné, le 11 août 2010, EDF, les fédérations de DNN, des fournisseurs alternatifs et les administrations compétentes.1. Contexte
1.1. Cadre législatif et réglementaire

L'article 4 de la loi du 10 février 2000 dispose que les tarifs réglementés de vente « couvrent l'ensemble des coûts supportés à ce titre par Electricité de France et par les distributeurs non nationalisés » et que « les avis de la Commission de régulation de l'énergie sont fondés sur l'analyse des coûts techniques et de la comptabilité générale des opérateurs ».
L'article 3 du décret n° 2009-975 du 12 août 2009 prévoit que :
« La part fixe et la part proportionnelle de chaque option ou version tarifaire sont chacune l'addition d'une part correspondant à l'acheminement et d'une part correspondant à la fourniture qui sont établies de manière à couvrir les coûts de production, les coûts d'approvisionnement, les coûts d'utilisation des réseaux publics de transport et de distribution et les coûts de commercialisation, que supportent pour fournir leurs clients Electricité de France et les distributeurs non nationalisés mentionnés à l'article 23 de la loi n° 46-628 du 8 avril 1946.
La part correspondant à l'acheminement est déterminée en fonction du tarif d'utilisation des réseaux publics en vigueur applicable à l'option ou à la version concernée. La part correspondant à la fourniture couvre les coûts de production, d'approvisionnement et de commercialisation supportés par Electricité de France et les distributeurs non nationalisés pour fournir les clients ayant souscrit à cette option ou version. »
Le tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité en vigueur depuis le 1er août 2009 (TURPE 3) a évolué au 1er août 2010.
La CRE est, par ailleurs, saisie d'un projet d'arrêté fixant les tarifs de cession de l'électricité appliqués par EDF aux DNN. Les tarifs de cession envisagés évoluent en structure et en niveau par rapport aux tarifs en vigueur.

1.2. Rappel

Le 15 août 2009, le Gouvernement a décidé une hausse des tarifs réglementés de vente d'électricité de 1,9 % sur les tarifs bleus, de 4 % sur les tarifs jaunes et de 5 % sur les tarifs verts.
Dans son avis du 10 août 2009, la CRE avait jugé la structure tarifaire envisagée, dans l'ensemble, plus cohérente que celle des tarifs en vigueur précédemment et considéré qu'elle atteignait son objectif principal : la plupart des trappes tarifaires étaient résorbées et les clients demeuraient incités à des comportements économiquement rationnels en termes de choix tarifaire.
Toutefois, la CRE émettait deux réserves :
― sur la méthodologie utilisée pour élaborer la structure des coûts de production, fondement de la structure tarifaire : elle préconisait, lors de la prochaine évolution de la structure des tarifs, de se baser sur le parc réel à trois-cinq ans et non sur le parc adapté à un horizon de quinze ans ;
― sur la part production des tarifs : la prise en compte d'une part fixe pour établir la part production du tarif, qui permet notamment de rémunérer les coûts fixes des moyens d'extrême-pointe, améliorerait encore la cohérence de l'édifice tarifaire.
La hausse en niveau envisagée, plus importante sur les tarifs jaunes et verts que sur les tarifs bleus, permettait pour la première fois de couvrir les coûts de fourniture sur chacune des catégories tarifaires bleu, jaune et vert, en tenant compte de la valeur historique des actifs pour la détermination des capitaux engagés et du taux de rémunération des capitaux d'EDF.
Sur la base de ces éléments, la CRE avait émis un avis favorable au projet d'arrêté qui lui était soumis.

1.3. Panorama des sites fournis aux tarifs réglementés de vente

Au 31 mars 2010, 95 % des sites résidentiels (95 % en volume) et 81 % des sites non résidentiels (48 % en volume) étaient fournis aux tarifs réglementés de vente.
Le nombre de sites par tarif et les volumes correspondants au 31 décembre 2009 sont donnés dans le tableau ci-dessous pour les sites fournis par EDF aux tarifs réglementés de vente :

| TARIF | TYPE DE CONSOMMATEURS |NOMBRE DE SITES|VOLUMES ANNUELS CONSOMMÉS
(TWh)| |------------------------------|-----------------------------------------|---------------|-------------------------------------| | Bleu résidentiel | Résidentiels | 27,5 millions | 130 | | Bleu professionnel |Petits professionnels
Ps (1) 36 kVA| 3,5 millions | 36,2 | | Jaune | PME-PMI
36 kVA ¸ Ps 250 kVA | 0,3 million | 36,7 | | Vert | Grandes entreprises
Ps ¹ 250 kVA | 0,1 million | 78,4 | | (1) Ps : Puissance souscrite.| | | |

2. Barèmes tarifaires envisagés

Conformément au décret mentionné au paragraphe 1.1 du présent avis, les tarifs réglementés de vente envisagés ont été construits par addition d'une part acheminement et d'une part fourniture. La part acheminement a été calculée en fonction du tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité au 1er août 2010. La part fourniture a été établie pour couvrir les coûts de production (2) de l'électricité et les coûts de commercialisation (3) qui sont supportés par EDF pour fournir ses clients aux tarifs réglementés.
Par rapport aux tarifs réglementés de vente en vigueur, le projet tarifaire actuel propose une évolution en structure, qui consiste en une variation différenciée des éléments constitutifs des tarifs (abonnement, prix variables de l'énergie) d'une même catégorie tarifaire (4) et une évolution en niveau par catégorie.
Evolution en structure :
La non-prise en compte du TURPE dans les tarifs réglementés de vente avait, jusqu'au 15 août 2009, mécaniquement occasionné l'apparition de trappes tarifaires, c'est-à-dire de situations où la part production d'un tarif, obtenue par déduction de ces tarifs intégrés du tarif d'utilisation des réseaux publics en vigueur et des coûts de commercialisation, est significativement inférieure à celle permettant de couvrir les coûts de production. La nouvelle évolution en structure envisagée est destinée à poursuivre l'élimination de la majorité des trappes tarifaires profondes (correspondant à une part production inférieure à 20 €/MWh) et des situations où la part production est négative (5).
Evolution en niveau :
Le mouvement tarifaire envisagé correspond à une augmentation moyenne des tarifs réglementés de vente, hors taxes et hors CTA, de 2,9 €/MWh pour les tarifs bleus, 3,4 €/MWh pour les tarifs jaunes et 3,2 €/MWh pour les tarifs verts.

| |TARIF RÉGLEMENTÉ DE VENTE MOYEN
hors taxes et hors CTA (€/MWh)| | |-----|--------------------------------------------------------------------|--------| | | En vigueur |Envisagé| |Bleu | 90,2 | 93,1 | |Jaune| 76,3 | 79,7 | |Vert | 58,1 | 61,3 |

Source : calculs CRE sur la base de données EDF.

La hausse envisagée permet de répercuter intégralement dans tous les tarifs réglementés de vente la hausse du TURPE au 1er août 2010, qui s'élève en moyenne à 1,0 €/MWh.

|TARIF|HAUSSE MOYENNE DU TURPE
(€/MWh)|HAUSSE MOYENNE DU TARIF RÉGLEMENTÉ
de vente (hors CTA) (€/MWh)| |-----|-------------------------------------|--------------------------------------------------------------------| |Bleu | 1,4 | 2,9 | |Jaune| 1,0 | 3,4 | |Vert | 0,6 | 3,2 | |Moyen| 1,0 | 3,0 |

Source : calculs CRE sur la base de données EDF.

(2) Les coûts de production incluent les coûts d'approvisionnement d'EDF sur les marchés. (3) Les coûts de commercialisation incluent les coûts de marketing et les coûts de gestion de la clientèle. (4) Tarifs bleu, jaune, vert. Chaque catégorie comporte des options (base, heures creuses, EJP, etc.), elles-mêmes pouvant comporter des versions (courte utilisation, moyenne utilisation, etc.). (5) Prix tarif intégré ― TURPE ― CTA ― coûts de commercialisation ¸ 0.

3. Analyse de l'évolution en structure des tarifs réglementés de vente

La part acheminement des tarifs réglementés de vente envisagés a été établie en fonction du tarif d'utilisation des réseaux publics d'électricité en vigueur (TURPE 3).
La part production des tarifs résulte de la nouvelle structure des coûts de production sous-jacents élaborée en 2009 et sur le fondement de laquelle a déjà été réalisé le mouvement tarifaire en structure d'août 2009.

3.1. Caractéristiques du mouvement

Deux principes structurants président à l'évolution en structure des grilles tarifaires proposées :
― la résorption des situations de trappes tarifaires et parts production négatives (cf. 3.2 ci-après) ;
― la limitation de la dispersion des valeurs des rubans tarifaires (cf. 3.3) de façon à assurer que chaque client paye un prix de l'énergie reflétant le coût supporté pour la produire.
Par ailleurs, par rapport au mouvement 2009, une contrainte nouvelle a été introduite : les parts variables des grilles tarifaires ne doivent pas baisser par rapport aux valeurs 2009.

3.2. Impact sur les trappes tarifaires

Trois types de trappes sont essentiellement visés par la restructuration tarifaire : les petites puissances des tarifs bleus (3 et 6 kVA), les tarifs à effacement pour toutes les catégories tarifaires et enfin les sites à consommation estivale, aux tarifs jaunes et verts (hors effacement). Le mouvement tarifaire proposé a pour conséquence une réduction des trappes :
― de plus de 90 % pour les sites à faible puissance en tarif bleu ;
― de plus de 80 % pour les sites à consommation estivale ;
― de plus de 80 % pour les sites à tarifs à effacement.
Plus généralement, la grille tarifaire proposée permet de réduire les trappes profondes de l'ordre de 82 % en sites et en volume. Sur les tarifs en parts production négatives, la réduction est de 90 % en nombre de sites et de 69 % en volume.

3.3. Impact sur l'égalisation des rubans

L'effet de la nouvelle grille tarifaire sur la dispersion des parts ruban peut être appréhendé à l'aide du tableau ci-après :

| RUBAN | APRÈS MOUVEMENT 2009 | APRÈS MOUVEMENT 2010 | | | |--------------------|-----------------------------------|------------------------|-----------------------------------|------------------------| | |Nombre de sites
(en milliers)|Répartition
(en %)|Nombre de sites
(en milliers)|Répartition
(en %)| |Inférieur à 20 €/MWh| 1 500 | 4,6 % | 300 | 1 % | | 20 - 30 €/MWh | 11 500 | 35,5 % | 600 | 1,9 % | | 30 - 35 €/MWh | 16 000 | 49,4 % | 13 000 | 40 % | | 35 - 40 €/MWh | 2 500 | 7,7 % | 16 700 | 51,5 % | | 40 - 45 €/MWh | 450 | 1,4 % | 800 | 2,5 % | |Supérieur à 45 €/MWh| 450 | 1,4 % | 1 000 | 3,1 % |

Source : calculs CRE sur la base de données EDF.
Les parts ruban sont désormais concentrées pour plus de 90 % des sites dans la fourchette 30 - 40 €/MWh, contre 57,1 % après le mouvement du 15 août 2009.

3.4. Analyse des effets de l'évolution des grilles tarifaires
3.4.1. Arbitrages entre options tarifaires

L'analyse a porté sur les clients fournis aux tarifs bleus. Elle a consisté à quantifier et à comparer, sur la base des profils de consommation et de la base clientèle 2008 d'EDF, l'évolution des flux de clientèle entre les différentes options du tarif réglementé actuellement en vigueur et du tarif envisagé.
Transfert de clientèle d'un tarif « base » vers un tarif « heure pleine/heure creuse » :
Sur l'ensemble de la gamme tarifaire proposée, une analyse sur la clientèle aux tarifs bleus montre que l'incitation à passer d'un tarif « base » à un tarif « heure pleine/heure creuse » (« HP/HC ») progresse légèrement en nombre de sites, mais que l'incitation financière se réduit sensiblement.
Toutefois, une analyse complémentaire par type de clients fait apparaître certaines disparités comportementales. En effet, le nombre de clients professionnels incités à souscrire l'option « HP/HC » augmente, mais l'intérêt financier d'une telle souscription se réduit. A l'inverse, le nombre de clients résidentiels intéressés au transfert se réduit, mais l'incitation financière reste élevée.
Transfert de clientèle d'un tarif « HP/HC » vers un tarif « base » :
Sur la gamme tarifaire proposée pour les clients bleus résidentiels, et contrairement à ce qui avait été observé en 2009, l'incitation globale à passer d'un tarif « HP/HC » à un tarif « base » progresse légèrement (de l'ordre de 15 %). Le phénomène est plus particulièrement sensible pour les tarifs de puissance souscrite de 12 et 15 kVA. Au-delà de 18 kVA, la mise en extinction des tarifs « base » interdira désormais ce type de transferts, qui aurait pu concerner 67,5 milliers de site.
En revanche, pour ce qui concerne les clients bleus professionnels, la tendance observée l'année dernière se poursuit : l'incitation globale à passer d'un tarif « HP/HC » à un tarif « base » diminue de 50 %.
Transfert de clientèle des tarifs résidentiels « base » et « HP/HC » vers le tarif « TEMPO » :
L'incitation à choisir un tarif « TEMPO » pour un client actuellement au tarif « base » ou « HP/HC » reste encore importante, bien qu'en diminution sensible (de l'ordre de 15 %). Ce phénomène est dû, d'une part, à la quasi-suppression des trappes pour ce type de tarif ― et, corrélativement, la suppression des effets d'aubaine observés pour les tarifs à effacement ― et, d'autre part, à l'absence de mouvement en structure sur ce tarif.
Seuls les clients ayant des comportements de consommation en adéquation avec les incitations tarifaires du tarif « TEMPO » auront désormais intérêt à choisir ce tarif.
Conclusion :
Au regard des flux de clientèle identifiés ci-dessus, la CRE estime que la structure du tarif bleu proposé évolue de manière satisfaisante. Toutefois, elle recommande qu'une étude approfondie des incitations à souscrire des tarifs horosaisonnalisés ainsi que des transferts de clientèle entre les options tarifaires « base » et « HP/HC » soit menée préalablement au prochain mouvement tarifaire.

3.4.2. Principales évolutions et tendances
résultant du double mouvement en structure et en niveau du barème actuel

Tarifs bleus :
La différenciation des tarifs bleus entre clients domestiques et clients professionnels est maintenue. Toutefois, si les subdivisions introduites l'année dernière entre « clients domestiques collectifs et agricoles », « clients professionnels et services publics non communaux » et « services publics communaux et intercommunaux » sont également maintenues, les barèmes correspondants disposent désormais d'abonnements et de prix variables égaux.
Cette remise à égalité des barèmes permet ainsi d'éviter les éventuels arbitrages tarifaires entre catégories de clients (entre deux subdivisions de clients professionnels par exemple) que la CRE avait mis en évidence dans son avis du 11 août 2009.
Tarifs bleus en « base » :
Afin de permettre la résorption des trappes tarifaires existant sur les tarifs bleus résidentiels de petite puissance, des augmentations de facture modérées leur ont été appliquées, d'autant plus faibles que la consommation du site est élevée.
Le phénomène s'inverse sur l'ensemble des autres tarifs bleus résidentiels de la gamme, avec des baisses de facture parfois importantes sur les petites consommations en 12 et 15 kVA. Il est à noter que les tarifs mis en extinction (de puissance souscrite supérieure à 18 kVA) connaissent tous des baisses de facture (de l'ordre de 1 % en moyenne).
Les tarifs bleus professionnels évoluent très différemment et à la hausse dans leur intégralité. Toutes les puissances souscrites sont concernées par des augmentations de facture d'autant plus élevées que la consommation du site est faible, à l'exception du tarif correspondant à la puissance souscrite 3 kVA qui connaît une hausse linéaire en fonction de la consommation.
Les tarifs en « base » sont globalement à la baisse pour les clients résidentiels (― 0,8 %) et globalement à la hausse pour les clients professionnels (+ 4,7 %).
Tarifs bleus en « HP/HC » :
A l'instar du mouvement en structure de 2009, sur l'ensemble des tarifs « HP/HC » toutes catégories confondues, la facture augmente d'autant plus que la consommation totale du site augmente, incitant ainsi les consommateurs à réduire leur consommation.
Toutefois, contrairement à 2009, la facture augmente désormais d'autant plus que la consommation en heures creuses est faible, phénomène qui s'explique par le maintien de l'écart entre les prix variables en heures pleines et en heures creuses. Cette tendance vertueuse incite naturellement les consommateurs à déporter leur consommation sur les heures creuses.
Les tarifs en « HP/HC » sont globalement à la hausse pour les clients résidentiels (+ 1,4 %), dans la ligne du mouvement 2009, mais également globalement à la hausse pour les clients professionnels (+ 2,2 %), contrairement à 2009.
Tarifs bleus à effacement :
Les tarifs bleus à effacement « EJP » et « TEMPO » ne subissent aucune évolution en structure au titre de ce mouvement et progressent respectivement de l'ordre de 2,7 % et 3 % pour la clientèle résidentielle.

4. Analyse du mouvement en niveau
   4.1. Couverture des coûts du fournisseur EDF

La CRE a élaboré, sur la base des données transmises par EDF, le compte de résultat de l'activité de fourniture aux tarifs réglementés pour chacune des catégories tarifaires bleu, jaune et vert.
Les coûts de production sont ventilés entre les différentes catégories au moyen de clés de répartition. Ces clés sont calculées à partir des courbes de charge des catégories tarifaires et des coûts de production sous-jacents à la structure de la part production des tarifs de vente. Pour chaque catégorie, la part fourniture des tarifs de vente est obtenue en retranchant du tarif de vente moyen de la catégorie la moyenne du tarif d'utilisation des réseaux publics applicable au 1er août 2010 aux clients de cette catégorie.
Pour 2010, le modèle financier prend en compte des hypothèses économiques sur les facteurs d'évolution des charges. Environ 50 % des charges d'exploitation dépendent des achats de combustibles et d'énergie, dont une partie est fortement volatile. En conséquence, seuls les ordres de grandeur des estimations obtenues sont à considérer.
Sur la base de la valeur historique des actifs pour la détermination des capitaux engagés, et en tenant compte du taux de rémunération des capitaux d'EDF, la part fourniture des tarifs réglementés de vente envisagés permet comme l'année précédente de couvrir les coûts de fourniture sur chacune des catégories tarifaires bleu, jaune et vert.
Compte tenu des hausses différenciées selon les tarifs, les parts « ruban » (6) des différentes couleurs tarifaires restent assez proches (écart maximal entre deux catégories égal à 1,1 €/MWh). Toutefois, en raison d'une hausse différenciée appliquée pour la première fois en 2010 sur les tarifs bleus résidentiels et non résidentiels, les parts rubans qui correspondent à ces deux sous-catégories de clientèle s'écartent sensiblement.
A la suite de la requête en annulation de l'arrêté du 12 août 2008 relatif au prix de l'électricité de la société POWEO, le Conseil d'Etat a enjoint aux ministres de l'énergie et de l'économie, par sa décision du 1er juillet 2010, de prendre un nouvel arrêté fixant les tarifs réglementés jaune et vert de l'électricité, dans un délai de deux mois à compter de la notification de la décision, afin d'assurer le nécessaire rattrapage, au titre de la période d'un an avant son adoption, des écarts significatifs entre les tarifs fixés par l'arrêté du 12 août 2008 et les coûts. En effet, le Conseil d'Etat a considéré que les tarifs jaune et vert résultant de l'arrêté du 13 août 2007 étaient insuffisants pour assurer la couverture des coûts moyens complets exposés par EDF pour la fourniture de l'électricité à chacun de ces tarifs sur la période d'application de ces dits tarifs.
La CRE constate que l'évolution des tarifs réglementés de vente jaune et vert envisagée permet d'aller au-delà de la seule couverture des coûts de fourniture d'EDF sur l'année 2010, ce qui va dans le sens de l'exécution de la décision précitée du Conseil d'Etat.

4.2. Couverture des coûts des DNN

Pour fournir leurs clients aux tarifs réglementés de vente, les DNN s'approvisionnent auprès d'EDF aux tarifs de cession. La marge nette théorique de l'activité de fourniture des DNN, dégagée par les tarifs réglementés de vente envisagés, doit être suffisante pour assurer la continuité de leur mission de fourniture, quelles que soient les particularités de leur fourniture.
Elle est calculée par différence entre la moyenne du tarif réglementé de vente et la somme des moyennes des tarifs de cession, du TURPE et du coût standard de commercialisation. La CRE a retenu le coût de commercialisation d'EDF comme coût standard de référence, considéré comme supérieur ou égal aux coûts de commercialisation des DNN. Les éléments de coûts dont elle dispose pour quelques DNN sont conformes à cette hypothèse.
La marge a été calculée pour deux catégories extrêmes de DNN : la première correspond aux DNN dont la répartition des clients aux tarifs réglementés de vente est proche de la répartition nationale ; la deuxième correspond à ceux fournissant uniquement des clients résidentiels au tarif de vente bleu. Les résultats sont présentés ci-dessous pour les tarifs de cession en vigueur et ceux envisagés.

Marge nette théorique de l'activité de fourniture aux tarifs réglementés de vente (en €/MWh)

| |À L'ORIGINE DU DÉCRET
tarif de cession|AU 15 AOÛT 2009|APRÈS HAUSSES ENVISAGÉES
des tarifs de vente et de cession| |------------------------------------------------------------|--------------------------------------------|---------------|----------------------------------------------------------------| |DNN de 1re catégorie (répartition nationale de la clientèle)| 2,9 | 7,5 | 5,5 | | DNN de 2e catégorie (clientèle résidentielle) | 3,7 | 8,2 | 5,6 |

Les évolutions simultanées des tarifs de cession et des tarifs réglementés de vente ont pour effet de diminuer les marges des DNN par rapport à la situation au 15 août 2009. Toutefois, la marge de l'activité de fourniture aux tarifs réglementés de vente des DNN reste significative.
Par ailleurs, il serait souhaitable de prévoir une concertation associant les DNN à l'occasion des futurs mouvements des tarifs de cession.

(6) La part « ruban » de la part production d'un tarif évalue les recettes « production » devant couvrir les coûts de production imputables à la consommation d'un client théorique qui consommerait la même quantité d'électricité à chaque instant pendant une année entière. En théorie, les parts « ruban » doivent être identiques sur tous les tarifs.

5. Avis de la CRE

5.1. La structure tarifaire envisagée pour 2010 a évolué sous la double contrainte de convergence des rubans de l'ensemble des clients et de résorption des trappes tarifaires. A cet égard, elle atteint l'objectif recherché dans la mesure où, d'une part, les trappes tarifaires ont quasiment toutes disparu et, d'autre part, il est observé une diminution significative de la dispersion des valeurs des rubans tarifaires autour de leur valeur moyenne.
5.2. La CRE estime toutefois qu'une attention particulière devra être portée sur l'évolution des arbitrages tarifaires à l'occasion du prochain mouvement en structure, de manière à inciter davantage aux comportements vertueux.
5.3. La hausse en niveau envisagée, à nouveau plus importante sur les tarifs jaunes et verts que sur les tarifs bleus :
― permet de couvrir les coûts de fourniture sur chacune des catégories tarifaires bleu, jaune et vert, en tenant compte de la valeur historique des actifs pour la détermination des capitaux engagés et du coût des capitaux d'EDF ;
― va dans le sens de l'exécution de la décision rendue par le Conseil d'Etat le 1er juillet 2010 enjoignant au ministre d'Etat, ministre de l'écologie, de l'énergie, du développement durable et de la mer, en charge des technologies vertes et des négociations sur le climat, et à la ministre de l'économie, de l'industrie et de l'emploi de prendre, dans un délai de deux mois à compter de la notification de la décision, un nouvel arrêté tarifaire.
Sur la base de ces éléments, la CRE émet un avis favorable au projet d'arrêté qui lui est soumis.
Fait à Paris, le 11 août 2010.