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Délibération du

JORF n°0175 du 30 juillet 2013

  1. Revenu tarifaire autorisé

L'approche retenue conduit au revenu tarifaire autorisé suivant :

| EN M€ |AOÛT-DÉCEMBRE 2013| |----------------------------------|------------------| | Charges nettes comptables | 4 890 | |Rémunération des capitaux propres | 123 | |Annuité du CRCP après impôt × 5/12| 56 | | Revenu tarifaire autorisé | 5 068 |

D. ― Evolution tarifaire

Le pourcentage d'évolution des tarifs au 1er août 2013 est calculé sur la base de l'écart avant impôt entre le revenu tarifaire autorisé et les recettes tarifaires prévisionnelles à tarifs inchangés.
Nota. ― Les recettes tarifaires prévisionnelles à tarifs inchangés correspondent à 5/12e 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 M€ |AOÛT-DÉCEMBRE 2013| |------------------------------------------------------|------------------| | Revenu tarifaire autorisé | 5 068 | |Recettes tarifaires prévisionnelles à tarifs inchangés| 5 083 | | Baisse tarifaire | 14 | | Baisse tarifaire avant impôt | 22 |

Le pourcentage d'évolution des tarifs par rapport aux tarifs en vigueur du 1er août 2012 au 31 mai 2013 est donc de ― 0,4 % (= ― 22 M€/5 083 M€).
Compte tenu de l'évolution tarifaire au 1er juin 2013 prévue par la proposition relative au TURPE 3 HTA/BT (― 2,5 %), le pourcentage d'évolution des tarifs au 1er août 2013 est de + 2,1 % (= 2,5 % ― 0,4 %).

E. ― Cadre de régulation

  1. Compte de régulation des charges et des produits

Les écarts entre, d'une part, les charges nettes comptables et les recettes tarifaires et, d'autre part, les estimations de la CRE pour la période du 1er août au 31 décembre 2013 sont 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 août au 31 décembre 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 et apuré dans le cadre des prochains tarifs. Ces montants sont calculés annuellement et actualisés au taux sans risque nominal présenté à la section C.2.

  1. Régulation incitative
    2.1. Continuité d'alimentation

La CRE prolonge sur la période du 1er août au 31 décembre 2013 le mécanisme d'incitations à l'amélioration de la continuité d'alimentation prévu dans le cadre des précédents tarifs.
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° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

Le niveau de l'incitation financière de l'année N est donné par la formule suivante :

Vous pouvez consulter le tableau dans le
JOn° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

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 en annexe.
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 ;
― deux indicateurs relatifs 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 I.

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

  1. Principes généraux et structure des tarifs

Pour fonder les présents tarifs, la CRE reconduit les principes généraux suivants, utilisés dans le cadre du TURPE 2.

1.1. Tarifs indépendants de la distance

Conformément aux dispositions du paragraphe 1 de l'article 14 du règlement (CE) n° 714/2009 du 13 juillet 2009, 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 aux articles L. 121-1 et suivants du code de l'énergie.

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 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 à l'article L. 341-2 du code de l'énergie et la volonté de maîtrise de la demande d'énergie prévue à l'article L. 341-4 du code de l'énergie, 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.

  1. 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 au 31 juillet 2013 sont définies à l'annexe II. Elles reconduisent pour l'essentiel les règles définies dans le cadre des précédents tarifs.
Ces règles contiennent 12 sections. Les deux premières définissent les notions utilisées et la structure des tarifs. Les sections 3 à 12 décrivent les composantes tarifaires.
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, du 5 février 2009 et du 6 novembre 2012, 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 de 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 dans le cadre des précédents tarifs 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.
La 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 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

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.
Un coefficient de dépassement de puissance souscrite pour l'alimentation de secours, lorsque celle-ci est raccordée à un domaine de tension différent de celui de l'alimentation principale, est introduit. Cette disposition permet de garantir que l'incitation donnée à l'utilisateur de souscrire la puissance optimale porte également lors du choix de la puissance souscrite pour son alimentation de secours.

2.8. Regroupement conventionnel des points de connexion

Le mécanisme de regroupement en vigueur depuis le 1er janvier 2006 est reconduit.

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 et la réglementation. 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 les précédents tarifs.
Les définitions des termes l1 et l2, utilisés pour le calcul de la compensation pour exploitation de liaisons à la même tension que le réseau public amont, sont clarifiées.

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 %.
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

La tarification particulière appliquée aux transits de réactif aux points de connexion des réseaux publics de distribution au réseau public de transport est reconduite, afin que soit stabilisé le volume du parc de condensateurs HTA et ainsi conservées les capacités de production de réactif sur les réseaux publics de distribution.
Un barème fixe des pénalités en cas d'excursion en dehors d'une plage de « tangente phi » convenue contractuellement entre les parties au regard de règles consignées dans la documentation technique de référence du gestionnaire du réseau public de transport.
En l'absence d'accord entre les parties, les présentes règles tarifaires précisent la méthode de détermination de la borne supérieure de la plage de « tangente phi ». Cette méthode s'appuie sur l'utilisation de valeurs historiques et prévoit l'introduction d'une valeur plancher.
Cette valeur plancher se justifie notamment par le développement rapide de la production décentralisée et la tendance à l'augmentation naturelle des « tangentes phi » sur les réseaux publics de distribution, et permet d'éviter une différence de traitement excessive entre points de connexion.

1 version

Historique des versions

Version 1

4. Revenu tarifaire autorisé

L'approche retenue conduit au revenu tarifaire autorisé suivant :

EN M€

AOÛT-DÉCEMBRE 2013

Charges nettes comptables

4 890

Rémunération des capitaux propres

123

Annuité du CRCP après impôt × 5/12

56

Revenu tarifaire autorisé

5 068

D. ― Evolution tarifaire

Le pourcentage d'évolution des tarifs au 1er août 2013 est calculé sur la base de l'écart avant impôt entre le revenu tarifaire autorisé et les recettes tarifaires prévisionnelles à tarifs inchangés.

Nota. ― Les recettes tarifaires prévisionnelles à tarifs inchangés correspondent à 5/12e 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 M€

AOÛT-DÉCEMBRE 2013

Revenu tarifaire autorisé

5 068

Recettes tarifaires prévisionnelles à tarifs inchangés

5 083

Baisse tarifaire

14

Baisse tarifaire avant impôt

22

Le pourcentage d'évolution des tarifs par rapport aux tarifs en vigueur du 1er août 2012 au 31 mai 2013 est donc de ― 0,4 % (= ― 22 M€/5 083 M€).

Compte tenu de l'évolution tarifaire au 1er juin 2013 prévue par la proposition relative au TURPE 3 HTA/BT (― 2,5 %), le pourcentage d'évolution des tarifs au 1er août 2013 est de + 2,1 % (= 2,5 % ― 0,4 %).

E. ― Cadre de régulation

1. Compte de régulation des charges et des produits

Les écarts entre, d'une part, les charges nettes comptables et les recettes tarifaires et, d'autre part, les estimations de la CRE pour la période du 1er août au 31 décembre 2013 sont 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 août au 31 décembre 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 et apuré dans le cadre des prochains tarifs. Ces montants sont calculés annuellement et actualisés au taux sans risque nominal présenté à la section C.2.

2. Régulation incitative

2.1. Continuité d'alimentation

La CRE prolonge sur la période du 1er août au 31 décembre 2013 le mécanisme d'incitations à l'amélioration de la continuité d'alimentation prévu dans le cadre des précédents tarifs.

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° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

Le niveau de l'incitation financière de l'année N est donné par la formule suivante :

Vous pouvez consulter le tableau dans le

JOn° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

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 en annexe.

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 ;

― deux indicateurs relatifs 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 I.

F. ― Structure tarifaire et règles applicables

aux utilisateurs des domaines de tension HTA et BT

1. Principes généraux et structure des tarifs

Pour fonder les présents tarifs, la CRE reconduit les principes généraux suivants, utilisés dans le cadre du TURPE 2.

1.1. Tarifs indépendants de la distance

Conformément aux dispositions du paragraphe 1 de l'article 14 du règlement (CE) n° 714/2009 du 13 juillet 2009, 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 aux articles L. 121-1 et suivants du code de l'énergie.

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 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 à l'article L. 341-2 du code de l'énergie et la volonté de maîtrise de la demande d'énergie prévue à l'article L. 341-4 du code de l'énergie, 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 au 31 juillet 2013 sont définies à l'annexe II. Elles reconduisent pour l'essentiel les règles définies dans le cadre des précédents tarifs.

Ces règles contiennent 12 sections. Les deux premières définissent les notions utilisées et la structure des tarifs. Les sections 3 à 12 décrivent les composantes tarifaires.

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, du 5 février 2009 et du 6 novembre 2012, 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 de 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 dans le cadre des précédents tarifs 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.

La 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 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

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.

Un coefficient de dépassement de puissance souscrite pour l'alimentation de secours, lorsque celle-ci est raccordée à un domaine de tension différent de celui de l'alimentation principale, est introduit. Cette disposition permet de garantir que l'incitation donnée à l'utilisateur de souscrire la puissance optimale porte également lors du choix de la puissance souscrite pour son alimentation de secours.

2.8. Regroupement conventionnel des points de connexion

Le mécanisme de regroupement en vigueur depuis le 1er janvier 2006 est reconduit.

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 et la réglementation. 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 les précédents tarifs.

Les définitions des termes l1 et l2, utilisés pour le calcul de la compensation pour exploitation de liaisons à la même tension que le réseau public amont, sont clarifiées.

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 %.

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

La tarification particulière appliquée aux transits de réactif aux points de connexion des réseaux publics de distribution au réseau public de transport est reconduite, afin que soit stabilisé le volume du parc de condensateurs HTA et ainsi conservées les capacités de production de réactif sur les réseaux publics de distribution.

Un barème fixe des pénalités en cas d'excursion en dehors d'une plage de « tangente phi » convenue contractuellement entre les parties au regard de règles consignées dans la documentation technique de référence du gestionnaire du réseau public de transport.

En l'absence d'accord entre les parties, les présentes règles tarifaires précisent la méthode de détermination de la borne supérieure de la plage de « tangente phi ». Cette méthode s'appuie sur l'utilisation de valeurs historiques et prévoit l'introduction d'une valeur plancher.

Cette valeur plancher se justifie notamment par le développement rapide de la production décentralisée et la tendance à l'augmentation naturelle des « tangentes phi » sur les réseaux publics de distribution, et permet d'éviter une différence de traitement excessive entre points de connexion.