Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz Rue de l’Industrie 26-38
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COMMISSION DE REGULATION DE L'ELECTRICITE ET DU GAZ
RAPPORT
TG2007-02
relatif
'aux tarifs de réseaux de distribution des gestionnaires de réseaux de distribution de gaz naturel appliqués au cours de l’exercice d’exploitation 2007'
adopté en application de l’article 14 de l’arrêté royal du 29 février 2004 relatif à la structure tarifaire générale et aux principes de base et procédures en matière de tarifs et de comptabilité des gestionnaires des réseaux de distribution de gaz naturel actifs sur le territoire belge
le 20 mars 2008
1. INTRODUCTION
Conformément à l’article 141 de l’arrêté royal du 29 février 20042 (ci-après : l’arrêté tarifaire distribution), la Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz (ci-après : CREG)établit le présent rapport relatif aux tarifs de raccordement aux réseaux de distribution et d’utilisation de ceux-ci, ainsi qu’aux tarifs des services auxiliaires, appliqués durant l’exercice d’exploitation 2007.
Le Comité de Direction de la CREG a approuvé ce rapport le 20 mars 2008.
Le présent rapport comprend quatre parties :
(i) la première partie décrit de manière chronologique la procédure en matière d’approbation des tarifs du réseau de distribution ;
(ii) des commentaires de la CREG au sujet des propositions tarifaires, y compris les adaptations souhaitées ;
(iii) un aperçu des tarifs publiés et de l’impact financier des tarifs sur les clients- types ;
(iv) une conclusion.
L’arrêté tarifaire distribution a été publié au Moniteur Belge le 11 mars 2004. L’année 2007 est la quatrième année pour laquelle la CREG a approuvé des tarifs de réseau de distribution de gaz naturel.
Au 1er janvier 2007, l’entièreté des clients des Régions Wallonne et de Bruxelles-Capitale a été libéralisée. En Flandre, c’était le cas depuis le 1er juillet 2003. Le marché du gaz présente, dès lors, le même degré de libéralisation partout.
Les tarifs approuvés par la CREG s’appliquent dorénavant à l’ensemble des clients et non plus aux seuls clients éligibles.
1 L’article 14 de l’arrêté tarifaire distribution stipule que la CREG soumet chaque année au ministre, avant le 1er mai, un rapport relatif notamment aux tarifs, visés à l’article 15/5, §2, de l’ancienne loi du 12 avril 1965 relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations (ci-après : l’ancienne loi gaz), qui ont été appliqués au cours de l’année d’exploitation écoulée.
2 Arrêté royal du 29 février 2004 relatif à la structure tarifaire générale et aux principes de base et procédures en matière de tarifs et de comptabilité des gestionnaires des réseaux de distribution de gaz naturel actifs sur le territoire belge.
2. APERÇU DE LA PROCÉDURE
Le tableau suivant donne un aperçu du déroulement de la procédure régissant le traitement des propositions tarifaires pour l’exercice d’exploitation 2007.
Tableau 1 – aperçu du déroulement de la procédure de traitement des propositions tarifaires
ALG PW 30/09/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 --- 8/12/2006 21/12/2006 22/03/2007 14/06/2007 20/09/2007
GASELWEST MF 2/10/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 1/12/2006 11/12/2006 21/12/2006 22/03/2007 21/06/2007 20/09/2007
IDEG MW 29/09/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 --- 8/12/2006 21/12/2006 22/03/2007 21/06/2007 20/09/2007
IGAO MF 2/10/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 1/12/2006 11/12/2006 21/12/2006 22/03/2007 21/06/2007 20/09/2007
IGH MW 29/09/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 --- 8/12/2006 21/12/2006 22/03/2007 21/06/2007 20/09/2007
IMEWO MF 2/10/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 1/12/2006 11/12/2006 21/12/2006 22/03/2007 21/06/2007 20/09/2007
INTERGAS PF 2/10/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 --- 8/12/2006 21/12/2006 --- --- ---
INTERGEM MF 2/10/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 1/12/2006 11/12/2006 21/12/2006 22/03/2007 21/06/2007 20/09/2007
INTERLUX MW 29/09/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 --- 8/12/2006 21/12/2006 22/03/2007 21/06/2007 20/09/2007 IVEG PF 2/10/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 4/12/2006 11/12/2006 21/12/2006 --- --- ---
IVEKA MF 2/10/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 1/12/2006 11/12/2006 21/12/2006 22/03/2007 21/06/2007 20/09/2007
IVERLEK MF 2/10/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 1/12/2006 11/12/2006 21/12/2006 22/03/2007 21/06/2007 20/09/2007
INTERENERGA PF 2/10/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 4/12/2006 11/12/2006 21/12/2006 27/03/2007 28/06/2007 20/09/2007
SEDILEC MW 29/09/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 --- 8/12/2006 21/12/2006 22/03/2007 21/06/2007 20/09/2007
SIBELGA MB 2/10/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 --- 12/12/2006 21/12/2006 --- --- --- SIBELGAS N MF 2/10/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 1/12/2006 11/12/2006 21/12/2006 22/03/2007 21/06/2007 20/09/2007
SIMOGEL MW 29/09/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 --- 8/12/2006 21/12/2006 22/03/2007 21/06/2007 20/09/2007
WVEM PF 2/10/2006 10/10/2006 26/10/2006 23/11/2006 4/12/2006 11/12/2006 21/12/2006 --- --- ---
MF= mixte Flandre / MW = mixte Wallonie / MB = mixte Bruxelles / PF = pure Flandre / PW = pure Wallonie
2e PROLONGATION 3e PROLONGATION
DECISION SEANCE D’AUDITION PROPOSITION ADAPTEE DECISION DEFINITIVE
LETTRE PROP INCOMPLET INFOS COMPLEMENTAI RES
GRD 1re PROLONGATION
NATURE DU GRD PROPOSITION TARIFAIRE
Le chapitre 3 de l’arrêté tarifaire distribution décrit la procédure relative à la soumission et à l’approbation des tarifs :
« Art. 11. § 1er. Chaque gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel introduit sa proposition tarifaire accompagnée d'un budget pour l'année d'exploitation suivante, auprès de la Commission, le 30 septembre de chaque année au plus tard. La proposition tarifaire accompagnée d'un budget est transmise à la Commission par porteur avec accusé de réception.
§ 2. Dans les quinze jours calendrier suivant la réception de la proposition tarifaire accompagnée d'un budget, la Commission confirme au gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel concerné, par lettre, par télécopie, par courrier électronique avec signature électronique certifiée ou par porteur avec accusé de réception, que le dossier est complet, ou elle lui fait parvenir une liste des informations complémentaires qu'elle devra fournir.
Dans les quinze jours calendrier suivant la réception de la lettre, de la télécopie, du courrier électronique avec signature électronique certifiée ou de l'accusé de réception, visé à l'alinéa précédent et dans lequel des informations complémentaires lui sont demandées, le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel concerné transmet ces informations à la Commission par porteur avec accusé de réception.
§ 3. Dans les trente jours calendrier suivant la réception de la proposition tarifaire accompagnée d'un budget ou, le cas échéant, suivant la réception des informations complémentaires, la Commission informe le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel, par porteur avec accusé de réception, de sa décision d'approuver ou de refuser la proposition tarifaire.
Dans sa décision de refus, la Commission mentionne les points de la proposition tarifaire que le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel devra adapter pour obtenir l'approbation de la Commission. La Commission motive sa décision en indiquant, le cas échéant, les éléments concernés du budget.
§ 4. Si la Commission refuse la proposition tarifaire soumise par le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel, ce dernier introduit une proposition tarifaire remaniée, dans les quinze jours calendrier suivant la réception de la décision du refus, en respectant la procédure visée au § 1er, alinéa 2, du présent article.
La Commission entend le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel dans le délai visé au premier alinéa, lorsque celle-ci le demande.
Dans les quinze jours calendrier suivant la réception de la proposition tarifaire remaniée, la Commission informe le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel par lettre recommandée de la poste de sa décision d'approuver ou de refuser la proposition tarifaire remaniée.
Art. 12. Si le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel ne respecte pas ses obligations dans les délais qui lui sont impartis par l'article 11 ou si la Commission a décidé de refuser la proposition tarifaire remaniée, la Commission peut approuver des tarifs provisoires, que le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel concerné sera tenu d'appliquer, pour une période de trois mois renouvelable.
Le premier alinéa est également d'application au gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel qui ne soumet pas à la Commission son plan comptable analytique dans le délai prescrit par l'article 22 du présent arrêté ou lorsque la Commission refuse d'approuver ledit plan comptable analytique. »
2.1 Proposition tarifaire initiale
Comme le révèle le tableau 1, tous les gestionnaires du réseau de distribution de gaz naturel ont respecté le délai légal prescrit pour l’introduction de leurs propositions3.
Dès l’introduction de ces dossiers de propositions tarifaires avec budget, la CREG a ensuite suivi la procédure décrite ci-dessous.
2.2 Renseignements complémentaires
L'introduction des propositions tarifaires accompagnées d'un budget se fait à l'aide d’un modèle de rapport établi par la CREG. Ce modèle de rapport a été envoyé par lettre recommandée aux gestionnaires du réseau de distribution de gaz naturel le 5 septembre 2006. Dans cette lettre, la CREG formulait également la demande de transmettre la proposition tarifaire sous format électronique.
Conformément à l’article 11, §2, de l’arrêté tarifaire distribution, la CREG a fait savoir le 10 octobre 2006 aux gestionnaires du réseau de distribution que les dossiers introduits le 30 septembre 2006 ne contenaient pas tous les renseignements permettant à la CREG de prendre une décision circonstanciée.
Dès lors, les gestionnaires du réseau de distribution ont été priés de remettre les renseignements complémentaires demandés. Les renseignements complémentaires avaient aussi bien trait aux éléments nécessaires à la fixation de la valeur des capitaux investis sur lesquels la marge équitable doit être calculée qu’à un manque général de justifications pour divers coûts.
Comme on peut le constater au tableau 1, tous les gestionnaires du réseau de distribution ont transmis les informations complémentaires dans le délai imparti, c’est-à-dire dans les quinze jours calendrier suivant la réception de la lettre dans laquelle des informations complémentaires leur sont demandées. Par la suite, la CREG a également pris des contacts écrits et oraux auprès de différents gestionnaires de réseau de distribution afin d’obtenir de plus amples explications et détails.
3 Le 30 septembre tombant un samedi, la CREG avait mentionné dans son courrier du 5 septembre
2006 que les propositions tarifaires pouvaient être rentrées au plus tard le 2 octobre 2006.
2.3 Décisions concernant les propositions tarifaires initiales
Sur base des propositions tarifaires et des renseignements complémentaires introduits par les gestionnaires de réseau de distribution, et dans le délai légal prescrit4, la CREG a pris ses premières décisions le 23 novembre 2006 pour l’ensemble des gestionnaires de réseau de distribution. Elles consistaient en une décision de rejet et mentionnaient une liste de points que le gestionnaire du réseau de distribution de gaz devait adapter pour voir sa proposition tarifaire approuvée.
Les adaptations demandées avaient trait, entre autres, à la structure et au degré d’exhaustivité des tarifs proposés, aux investissements pris en compte dans l’évaluation des capitaux investis, et à la justification de coûts d’obligations de service public et d’expert.
2.4 Audition
L’article 11, §4, de l’arrêté tarifaire distribution stipule que la CREG entend le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel dans un délai de quinze jours calendrier suivant la réception de la décision de refus lorsque celui-ci le demande.
Dix des dix-huit gestionnaires des réseaux de distribution, dont la proposition tarifaire a été rejetée, ont eu recours à cette possibilité.
Toutes les auditions ont été organisées les 1er et 4 décembre 2006 et offraient la possibilité aux gestionnaires du réseau de distribution de gaz naturel de commenter ou de préciser oralement un certain nombre de points ayant entraîné le rejet des propositions tarifaires par la CREG.
4 L’article 11, §3, de l’arrêté tarifaire distribution stipule que la CREG doit, dans les trente jours calendriers suivant la réception de la proposition tarifaire accompagnée du budget ou, le cas échéant, suivant la réception des informations complémentaires, informer le gestionnaire du réseau de distribution de gaz de sa décision d'approbation ou de rejet de la proposition tarifaire, par lettre au porteur avec accusé de réception.
2.5 Proposition tarifaire adaptée
Dans les quinze jours calendrier suivant la réception de la décision de refus, le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel est tenu d’introduire auprès de la CREG sa proposition tarifaire remaniée.
La plupart des gestionnaires du réseau de distribution de gaz naturel ont introduit leur proposition tarifaire remaniée les vendredi 8 décembre 2006 et lundi 11 décembre 2006.
SIBELGA l’a, quant à elle, introduite le 12 décembre 2006. Les délais ont donc été respectés par tous les gestionnaires du réseau de distribution de gaz naturel.
2.6 Décisions relatives aux propositions tarifaires adaptées
Dans les quinze jours calendrier suivant la réception de la proposition tarifaire remaniée, la CREG informe le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel par lettre recommandée de la poste de sa décision d'approuver ou de refuser la proposition tarifaire remaniée. Dans ce dernier cas, il est alors procédé à l’application de tarifs imposés provisoires5.
Le 21 décembre 2006, la CREG a pris une décision relative à toutes les propositions tarifaires remaniées introduites. Quatorze des dix-huit propositions tarifaires remaniées ont été rejetées et ont donné lieu à des tarifs provisoires applicables pour une période de trois mois renouvelable. Ces tarifs provisoires ont été calculés sur la base du budget recalculé par la CREG par groupe de clients.
Au titre de motifs de refus des propositions tarifaires remaniées, se trouvent entre autres les considérations suivantes :
• les obligations de service public (OSP) n’ont pas été valablement justifiées ;
• le report de 2005 doit être intégré correctement dans le budget 2007 ;
5 Article 12, premier alinéa, de l’arrêté tarifaire distribution
• les valeurs de la Regulated Asset Base (RAB) et de la marge équitable doivent être calculées correctement ;
• l’obligation pour le GRD de réaliser une diminution de coûts suite à l’analyse des coûts internes non imposés (voir point 3.2 ci-dessous) ;
• la présence de tarifs de raccordement non justifiés.
Les propositions tarifaires remaniées des gestionnaires du réseau de distribution de gaz naturel INTERGAS, IVEG, SIBELGA et WVEM ont été approuvées pour l’exercice d’exploitation 2007 et étaient dès lors applicables du 1er janvier au 31 décembre 2007 inclus.
2.7 Prolongation des tarifs provisoires
Lorsqu’en vertu de l’article 12 de l’arrêté tarifaire distribution, la CREG a appliqué des tarifs provisoires pour une période de trois mois renouvelable, elle ne peut plus approuver, durant l’exercice d’exploitation, de tarifs définitifs pour la partie restante de cet exercice. En effet, l’ensemble de l’exercice d’exploitation relève alors du régime des tarifs provisoires, même si les GRD satisfont à l’ensemble des remarques de la CREG dans un dossier tarifaire ultérieur.
Dans une lettre du 21 décembre 2006, la CREG a offert aux gestionnaires du réseau de distribution de gaz naturel la possibilité de transmettre, au plus tard pour le 28 février 2007, un dossier d’information tarifaire leur permettant de se conformer aux demandes d’ajustement de la CREG.
Les gestionnaires du réseau de distribution mixtes, pour lesquels la CREG avait fixé, dans ses décisions du 21 décembre 2006, des tarifs provisoires valables jusqu’au 31 mars 2007 inclus ont fait usage de la possibilité d’introduire une nouvelle proposition tarifaire. Leurs dossiers d’information ont été réceptionnés le 28 février 2007.
Seuls les dossiers d'information des gestionnaires de réseau de distribution mixtes wallons comportaient des éléments nouveaux par rapport aux adaptations demandées par la CREG dans sa décision du 21 décembre 2006, à savoir :
une contribution de fonctionnement à la plate-forme UMIX ;
des obligations de service public relatives aux Utilisations Rationnelles de l’Energie (URE), y compris des intérêts de retard liés au remboursement tardif des primes URE par la Région Wallonne aux gestionnaires de réseau de distribution.
L’arrêté du Gouvernement wallon du 6 décembre 2006 ayant modifié les arrêtés du Gouvernement wallon du 30 mars 2006 relatif aux obligations de service public dans le marché du gaz et de l’électricité et du 17 juillet 2003 relatif à la commission local d’avis de coupure, la CREG a accepté les obligations de service public relatives aux URE, mais hors intérêts de retard. Les autres coûts ont été rejetés.
Sur base de ces nouvelles informations, et les dossiers n’ayant subi aucune adaptation par rapport à celles demandées par la CREG dans sa décision du 21 décembre 2006, la CREG a procédé à un nouveau calcul des tarifs provisoires.
Le 22 mars 2007, la CREG a décidé de prolonger pour la période allant du 1er avril au 30 juin 2007 inclus les tarifs provisoires, d’une part, pour les gestionnaires du réseau de distribution mixtes wallons de gaz naturel tels que recalculés dans sa décision de renouvellement des tarifs provisoires et, d’autre part, pour les autres gestionnaires de réseau de distribution de gaz, tels qu’imposés dans sa décision du 21 décembre 2006.
Suite à la deuxième prolongation, des informations ont à nouveau été transmises à la CREG par les gestionnaires du réseau de distribution de gaz naturel mixtes. Etant donné que les informations ne comportaient pas d’éléments nouveaux et que, par conséquent, il n’avait toujours pas été satisfait aux points énumérés par la CREG dans ses décisions précédentes et auxquels il fallait satisfaire afin de pouvoir obtenir l’approbation de celle-ci, la CREG a prolongé ses tarifs provisoires pour la période allant du 1er juillet au 30 septembre 2007 inclus dans ses décisions du 21 juin 2007.
Dans le cadre de la troisième prolongation, les informations transmises par les gestionnaires du réseau de distribution de gaz naturel mixtes ne comportaient pas d’éléments nouveaux.
Le 20 septembre 2007, la CREG a alors pris pour la troisième fois la décision de renouveler les tarifs, cette fois pour la période allant du 1er octobre au 31 décembre 2007 inclus.
2.8 Publication des tarifs
L’article 13 de l’arrêté tarifaire distribution régit la publication des tarifs approuvés ou imposés :
« Art. 13. La Commission fait publier dans les plus brefs délais son éventuelle décision d'approbation de la proposition tarifaire visée à l'article 11 du présent arrêté pour l'exercice à venir, dans le Moniteur belge, de même que par voie électronique, et ce dans les plus brefs délais.
Le cas échéant, la Commission fait publier dans les plus brefs délais sa décision visée à l'article 12 du présent arrêté au Moniteur belge, de même que par voie électronique, et ce dans les plus brefs délais.
Le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel communique dans les plus brefs délais, les tarifs approuvés par la Commission aux utilisateurs du réseau de distribution de gaz naturel de la manière qu'il juge appropriée et les met à la disposition de toutes les personnes qui lui en font la demande. Il les communique également dans les plus brefs délais par voie électronique. »
Conformément à cette disposition, la CREG a fait publier les tarifs dans les plus brefs délais sur son site Internet (www.creg.be)6 et au Moniteur belge. Voici un aperçu des dates de publication au Moniteur Belge:
• 29 décembre 2006: tarifs distribution gaz naturel valables :
du 1er janvier au 31 décembre 2007 inclus pour 4 GRD (INTERGAS, IVEG, SIBELGA et WVEM) et,
du 1er janvier au 31 mars 2007 inclus pour 14 GRD (ALG, GASELWEST, IGAO, IMEWO, INTERENERGA, INTERGEM, IVEKA, IVERLEK, SIBELGAS NOORD, IDEG, IGH, INTERLUX, SEDILEC et SIMOGEL) ;
• 30 mars 2007: tarifs distribution gaz naturel valables, pour les 14 GRD cités ci- dessus, du 1er avril au 30 juin 2007 inclus ;
6 Les tarifs 2007 approuvés par les décisions du 21 décembre 2006 ont été publiés sur le site de la CREG le 22 décembre 2006. Une mise à jour a également été effectuée en date du 10 janvier 2007.
• 29 juin 2007: tarifs distribution gaz naturel valables, pour les 14 GRD, du 1er juillet au 30 septembre 2007 inclus ;
• 28 septembre 2007: tarifs distribution gaz naturel valables, pour les 14 GRD, du 1er octobre au 31 décembre 2007 inclus.
Afin de faciliter le fonctionnement du marché et l’accès au calcul des tarifs de distribution pour chaque utilisateur du réseau intéressé, la CREG a insisté pour que les gestionnaires de réseau de distribution rendent disponible sur leurs sites Internet un module de calcul permettant la détermination du tarif de réseau de distribution applicable à chacun en fonction de ses données personnelles.
2.9 Procédures auprès du Conseil d’Etat et de la Cour d’Appel
Aperçu
Tous les gestionnaires de réseau de distribution disposant de tarifs provisoires ont intentés des recours auprès du Conseil d’Etat et/ou de la Cour d’Appel contre les décisions tarifaires de la CREG.
Des suites d’une série d’arrêts de la Cour d’Appel de Bruxelles au cours de l’année 2007, la CREG a vu ses compétences tarifaires fortement remises en cause.
Ces arrêts ont poussé la CREG, fin 2007, à négocier une transaction avec les gestionnaires de réseau de distribution. Seuls les GRD mixtes ont désiré conclure cette transaction. Celle- ci avait pour but, d’une part, d’arrêter les affaires encore en cours et, d’autre part, d’assurer les réductions de coûts pour les tarifs de distribution que la CREG avait acquises par le passé.
A l’heure actuelle, la démarche avec les GRD purs se poursuit.
Impact tarifaire de la jurisprudence
Dans le cadre des recours introduits contre les décisions de la CREG, la Cour dispose d’une compétence de « pleine juridiction », sans que, pour autant, une définition précise et concrète de ce terme ne soit disponible.
Dans le tout premier arrêt relatif au contentieux de l’énergie, la Cour a déclaré que, vu le principe de la séparation des pouvoirs, elle ne pouvait pas contrôler l’opportunité des évaluations discrétionnaires du régulateur.
Toutefois, dans certains arrêts, la Cour semble rejeter certaines appréciations discrétionnaires du régulateur et les remplacer par sa propre évaluation, p.ex. :
o en adoptant son propre point de vue quant au caractère raisonnable des coûts d’amortissement,
o en adoptant un point de vue sur la durée de vie des câbles, lequel diverge de la réalité technique telle qu’évaluée par la CREG ;
o en déterminant des modalités d’évaluation du caractère raisonnable des coûts sur la base d’une comparaison entre les entreprises elles-mêmes (c.-à-d.
quelles sont les entreprises à comparer et quelle est l’exigence maximale de maîtrise des coûts qui peut être posée).
o en adoptant son propre point de vue quant au fait qu’un gestionnaire de réseau ait maîtrisé ses coûts au maximum ;
o en évaluant elle-même la situation financière d’un gestionnaire de réseau, avec rejet de l’évaluation de la CREG ;
o en appliquant un concept d’ « erreur manifeste d’appréciation », beaucoup plus large que ce qui est d’application dans la jurisprudence et la doctrine administratives ;
o etc.
En outre, dans ces mêmes arrêts, la Cour interprète certaines dispositions réglementaires de manière extrêmement restrictive. Elle limite ainsi de façon très importante les compétences du régulateur, au point même qu’il est presque impossible pour la CREG de remplir ses missions légales. C’est le cas, par exemple, en ce qui concerne :
o la possibilité de fixer la marge bénéficiaire équitable ; o le rôle des données comptables en matière de tarifs ;
o la détermination des coûts que la CREG peut contrôler (à savoir quels coûts
« [sont] des coûts imposés par une autorité ») ;
o la manière dont la CREG doit évaluer le caractère raisonnable des coûts (à savoir en interdisant à la fois que la CREG rejette un coût en se basant uniquement sur des éléments individuels, ou en se basant uniquement sur une comparaison d’entreprises similaires) ;
o en établissant une distinction entre le contrôle du caractère raisonnable des coûts et un contrôle par rapport aux limites de l’obligation de maîtrise des coûts ;
o l’interdiction d’appliquer à l’avance certains critères d’évaluation du caractère raisonnable des coûts (p. ex. l’évolution prévue des prix de l’électricité);
o même la question de la nécessité d’obtenir une approbation du régulateur avant de pouvoir appliquer les tarifs ;
o etc.
La Cour reconnaît peut-être bien les limites qui découlent du principe de la séparation des pouvoirs. Elle souligne en effet expressément que le législateur n’a pas voulu qu’elle endosse le rôle de régulateur en appel.
Mais, en pratique, elle intervient bel et bien dans l’évaluation de la CREG. Et elle rejette l’évaluation de celle-ci, non pas en raison d’une violation formelle de la loi, mais sur la base d’une lecture ou d’une interprétation de la loi différente de celle de la CREG. Celle-ci est rendue possible grâce au fait que la législation n’est pas toujours claire ou complète au point de permettre une lecture ou une application unique du texte.
Par souci de cohérence, la CREG a appliqué la juridiction de la Cour relative à l’électricité, à cette dernière mais également au gaz naturel. Ces arrêts ont exercé une influence à la hausse sur les tarifs de distribution.
Impact de la transaction sur les tarifs de réseau
Les arrêts de la Cour d’Appel ont pour conséquence une hausse des tarifs de réseau qui se fera sentir à partir de 2008. Comme évoqué précédemment, pour mettre un terme aux nombreux recours et assurer les réductions de coûts pour les tarifs de distribution que la CREG avait réussi à acquérir par le passé, celle-ci a conclu une transaction avec les GRD.
La transaction a permis d’aboutir, en outre, à un accord sur deux points faisant l’objet de discorde depuis plusieurs années :
1) le maintien des taux d’amortissement proposés par la CREG ;
2) l’approbation définitive par la CREG de la valeur de la RAB (Regulated Asset Base = valeur des actifs fixes régulés) comme base du calcul de la marge équitable et comme base amortissable.
Une initiative légale peut neutraliser les effets de la jurisprudence et de la transaction
La CREG est d’avis que les conséquences du jugement et le résultat de la transaction peuvent être neutralisés au moyen d’une initiative légale.
Ci-dessous se trouve une liste non-exhaustive d’éléments qui, selon la CREG, doivent figurer dans cette initiative légale :
• Fixation légale de la base d’amortissement pour les immobilisations corporelles (pas d’indexation) ;
• Fixation légale des taux d’amortissement pour les immobilisations corporelles (correspondant à la durée de vie réelle) ;
• Fixation légale de la méthode de calcul de la valeur bèta comme élément de la marge bénéficiaire équitable ;
• Modification de la compétence légale de la Cour d’Appel dans le traitement des recours contre les décisions tarifaires de la CREG (octroi du contrôle marginal au lieu de la pleine juridiction) ;
• Coûts des OSP (achat de l’énergie pour la fourniture aux clients protégés à un tarif
« cost plus » au lieu du prix du marché en vue de permettre à la CREG de juger du caractère raisonnable des coûts) ;
• Renforcement des compétences légales de la CREG afin de pouvoir utiliser, dans les décisions tarifaires, des informations correctes et complètes, et notamment :
– charger les réviseurs de certifier les allocations de coût par activité ;
– sanctionner directement la non fourniture d’informations demandées dans les décisions tarifaires.
Une telle initiative légale devrait, à l’avenir, pouvoir parer aux hausses superflues des tarifs de réseau.
3. COMMENTAIRES DE LA CREG RELATIFS
À DES POSTES DE COÛTS PARTICULIERS
3.1 Taux de rémunération nets pour 2007
Lors de la fixation des taux de rémunération nets, il a été tenu compte des éléments suivants :
a) 33 % des CI :
33 % des CI est rémunéré à 8,3076 % net, ce qui correspond à la somme des taux de rémunération suivants :
• le taux OLO moyen de l’année 2005, soit : 3,4230 % multiplié par un facteur d’illiquidité de 1,2 ce qui donne 4,1076 % ;
• une prime de risque sectorielle spécifique de 3,50 % multipliée par un facteur d’illiquidité de 1,2 ce qui donne 4,20 %.
b) (D7 – 33 %) des CI :
Etant donné que les fonds propres de tous les gestionnaires du réseau de distribution de gaz naturel sont supérieurs à 33 % du total bilantaire réévalué, le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel a également droit à une rémunération de (D – 33 %) des CI. Cette rémunération est égale au taux OLO susmentionné de 2005, soit 3,4230 %, additionné d'un supplément de crédit de 0,7 %, ce qui porte le pourcentage de rémunération à 4,1230 %.
c) Sur la partie restante des CI :
Le gestionnaire du réseau de gaz naturel a droit au remboursement des charges d’intérêt effectives jugées raisonnables (embedded cost).
7 D est le rapport entre les fonds propres réels (réévalués) et le total bilantaire. Si par exemple les fonds propres réévalués se montent à 90 % du total bilantaire, la société a une rémunération supplémentaire de 4,1230 % sur 57 % des CI.
Résumé des pourcentages de rémunération :
Sur 33 % des CI 8,3076 % nets
Sur (D – 33 %) des CI 4,1230 % nets
Sur le reste des CI Charges d’intérêt effectives
L’impôt des personnes morales est considéré comme un coût et est intégré dans les tarifs.
3.2 Le Data Envelopment Analysis
La méthode d’analyse décrite ci-dessous permet d’avoir un aperçu de l’efficience et de mieux veiller à la maîtrise des coûts par l’imposition de mesures de réduction des coûts aux gestionnaires du réseau de distribution dont le budget de coûts maîtrisables est considéré excessif sur base de cette méthode.
Le mécanisme tarifaire déterminé par l’ancienne loi gaz consiste en une méthode « cost plus » en ce sens que les tarifs doivent couvrir les coûts réels de l’activité de distribution et les amortissements ainsi qu’assurer une marge équitable8. Un pur système « cost plus » ne garantit pas d’office d’avoir un GRD efficient, étant donné qu’il assure la couverture de l’ensemble des coûts, y compris les coûts qui résultent de l’inefficience des GRD. Pour contrecarrer cet inconvénient, le législateur oblige les GRD à gérer de façon optimale9 les facteurs déterminants pour le prix. Et il donne à la CREG la compétence de refuser que les coûts, qu’elle considère comme déraisonnables sous l’angle de l’efficience des GRD, puissent être pris en compte dans les tarifs10. Le système « cost plus » a donc été rectifié.
Pour apprécier de manière uniforme et quantifiable ces mesures de maîtrise des coûts, la CREG a développé la méthode Data Envelopment Analysis (DEA). Celle-ci consiste en une analyse belge interne de l’efficience (entre GRD de gaz naturel actifs sur le territoire belge) ne faisant pas appel à des comparaisons avec l’étranger et dont le facteur de production (input) utilisé est le total des coûts internes non imposés.
8 Art. 15/5bis de l’ancienne loi gaz
9 Art. 24 de l’arrêté tarifaire distribution
10 Art. 25 de l’arrêté tarifaire distribution
En outre, ce modèle est basé sur sept types d’outputs :
• le nombre de points d’accès (EAN) ;
• le nombre de points d’accès pour le groupe de clients 1 (EAN) ;
• la longueur du réseau à basse pression (km) ;
• la longueur du réseau à moyenne pression (km) ;
• l’énergie transportée (kWh) ;
• l’énergie transportée pour le groupe de clients 1 (kWh) ;
• le nombre de cabines de réduction de pression.
Les principes de base de ce modèle sont les suivants :
a) Les coûts internes non imposés présentés dans le budget d'exploitation de l'année 2007 ne peuvent, en termes réels et tenant compte du rythme d'investissement, en aucun cas être supérieurs aux coûts internes non imposés réalisés de l'année d'exploitation 2004, la première année pour laquelle la CREG dispose de chiffres contrôlés et qui donne une indication acceptable sur le niveau de coûts dans le secteur de la distribution ;
b) Le gestionnaire du réseau de distribution doit, sur base d'une comparaison via Data Envelopment Analysis (DEA) à rendement d'échelle constant basé sur les coûts réels pour 2004, de façon répartie sur quatre ans à partir de 2006, démontrer une maîtrise maximale de coût de revient notamment en atteignant le score d'efficience maximale (100 %). Dans le budget 2007, deux quarts de l'amélioration de l'efficacité devront être réalisés ;
c) l’année de base 2004 a été rendue comparable avec l’année budgétaire 2007 dans le modèle.
Le score d’efficience d’un gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel a été calculé en le comparant avec une combinaison linéaire de gestionnaires des réseaux de distribution de gaz naturel qui produisent une même quantité de chaque output avec la combinaison d’inputs minimale. Le score d’efficience (0% : totalement inefficient ; 100% : complètement efficient) précise dans quelle mesure les inputs doivent être réduits pour que le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel atteigne la limite d’efficience. Un gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel est considéré comme efficient si aucun autre gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel ni combinaison linéaire d’autres gestionnaires du réseau de distribution de gaz naturel ne peut produire une quantité égale
d’outputs avec moins d’inputs. Le score de 100% étant bien entendu le but à atteindre pour les GRD.
99,26% 100,00% 100,00% 88,97% 100,00% 93,49% 71,00% 82,33% 100,00% 74,53% 85,93% 100,00% 91,49% 100,00% 100,00% 100,00% 97,99%
73,32%
0%
20%
40%
60%
80%
100%
120%
1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18
GRD
Score d'efficience
L’analyse DEA fait apparaître que les 18 gestionnaires du réseau de distribution de gaz naturel ne présentent pas une même efficience. La moyenne des scores d'efficience s’élève à 92,13 %. Huit gestionnaires du réseau de distribution forment la frontière d'efficience et le gestionnaire du réseau de distribution le moins efficient atteint le score de 71,00 %.
L’analyse DEA a mené à un rejet global de coûts de 5.137.872,77 €.
3.3 L’intégration de l’excédent ou déficit d’exploitation de l’année 2005 dans les tarifs 2007
L’article 26 de l’arrêté tarifaire distribution traite du transfert des pertes et des excédents de l'exercice d'exploitation concerné vers l'exercice d'exploitation suivant.
Si la CREG, constate, lors de l'examen du rapport annuel visé à l’article 15, §1 de l’arrêté tarifaire distribution, que les tarifs appliqués au cours de l'année d'exploitation écoulée, ont provoqué un bonus ou un malus, elle en informe immédiatement le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel.
Le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel peut communiquer à la CREG ses observations dans les quinze jours calendrier à compter de la réception de cette décision. A sa demande, le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel peut être entendu par la CREG pendant ce même délai.
Dans les trente jours calendrier suivant l'expiration du délai précédemment cité, la CREG tranche définitivement la question de savoir si les tarifs ont généré un bonus ou un malus. La CREG peut rejeter les dépenses du GRD et les déduire de la marge bénéficiaire équitable.
Pour expliciter concrètement le concept « bonus-malus », la CREG se réfère au chapitre 7 de l’arrêté tarifaire distribution, intitulé « Maîtrise des coûts ». Chapitre dont fait également partie l’article 26 relatif au bonus-malus et celui-ci doit être compris comme un instrument de maîtrise des coûts et appliqué en relation avec les autres dispositions de ce chapitre.
S’y trouve, entre autre, l’article 24 qui énonce que le gestionnaire du réseau de distribution de gaz naturel doit maintenir le prix de revient par unité de gaz naturel au niveau le plus bas possible, en maîtrisant au mieux les facteurs qui déterminent le prix de revient. Pour encourager les GRD à aller dans cette voie, la CREG peut constater un bonus-malus si son origine se trouve dans les règles mentionnées à l’article 24 de l’arrêté tarifaire distribution.
Concrètement, la CREG utilise les notions de recettes réelles et coûts réels. Les recettes ont uniquement trait aux recettes issues de l'activité GRD (liées à l'utilisation du réseau de distribution). Les recettes diminuées des coûts et des impôts donnent le résultat. Ce résultat
est ensuite diminué de la marge équitable pour constituer l'excédent ou le déficit d'exploitation. L’excédent sera porté en déduction des coûts qui seront à la base de ses futurs tarifs alors que le déficit le sera en augmentation des mêmes coûts.
En 2006, la CREG a pris une décision bonus/malus sur base des coûts et recettes de l’activité distribution, pour l’année 2005, ayant un lien avec les clients éligibles. La CREG a constaté, pour l’exercice d’exploitation 2005, un excédent d’exploitation global de 32.235.461,00 EUR devant être porté en diminution des coûts des tarifs de l’année 2007. En règle générale, les GRD voient une réduction de coûts s’appliquer à leurs tarifs 2007 suite à la constatation d’un excédent d’exploitation.
3.4 Embedded costs
Les embedded costs ont sensiblement augmentés par rapport au dernier budget approuvé.
Cette hausse est, entre autres, liée au remaniement du mode de financement de certains GRD, suite à la restructuration de leur actionnariat durant le second semestre de 2006. Au cours de cette opération, une partie des fonds propres a été distribuée aux actionnaires publics (communes) et remplacée par du financement par dettes long terme, ce que la CREG a accepté, en vue d’obtenir une proportion 33/67 des financements par fonds propres par rapport à ceux par dettes.
Après contrôle des taux d’intérêts par rapport à ceux communiqués par le Bureau Fédéral du Plan pour les années 2006 et 2007, la CREG a déterminé que ceux-ci ne nécessitaient pas d’adaptation.
3.5 Les obligations de service public
Il s’agit d’obligations imposées à un GRD (ou un fournisseur) qui ont trait à des aspects socio-économique, écologique et technique de l’approvisionnement en gaz.
Les obligations de service public entraînent des coûts supplémentaires pour les GRD. Ces coûts sont intégrés par les GRD dans leurs propositions tarifaires, et font ensuite l’objet d’une analyse de leur caractère raisonnable par la CREG.
La CREG a, entre autres, procédé à la recatégorisation d’une partie des coûts d’OSP pour les GRD mixtes wallons et à la prise en compte de celle-ci dans leurs coûts internes non imposés. Il en résulte une hausse des amortissements et de la marge équitable pour ces GRD. D’autres montants repris en OSP, considérés comme redondants par la CREG, ont été retirés de ce poste.
Au cours de l’année 2007, les GRD mixtes wallons ont également incorporés des éléments additionnels au titre d’OSP dans leur budget. Bien que ceux-ci n’étaient pas présents dans la proposition tarifaire initiale, la CREG a tenu compte de la circonstance d’une modification légale postérieure11 au budget initial pour accepter ces nouveaux coûts d’OSP. Cependant la CREG a refusé que les charges d’intérêt liées au retard, mis dans le paiement des primes URE par la Région Wallonne, puissent être à charge du GRD et soient intégrées dans le budget.
La CREG a également refusé les coûts de promotion de l’URE que les GRD mixtes flamands avaient repris dans leurs tarifs de distribution. De plus, elle a rejeté, pour ces mêmes GRD, les coûts d’OSP excessifs liés aux clients droppés, ceux-ci augmentant sensiblement plus fort que le nombre de clients droppés et leurs consommations.
3.6 Concordance entre les tarifs et les coûts
Le principe de concordance des coûts et du chiffre d’affaires est clairement formulé dans une des lignes directrices reprise à l’article 15/5bis, §2, b de l’ancienne loi gaz qui énonce que les tarifs sont fonction des coûts. Cela permet au GRD de couvrir l’ensemble de ses coûts réels qui peuvent être relié à une ou plusieurs de ses tâches définies par la loi.
La CREG a veillé à ce que la concordance des coûts avec les recettes soit présentée d’une telle façon afin qu’elle soit en mesure de contrôler les calculs réalisés et de pouvoir suivre l’impact des modifications éventuelles dans les coûts.
11 Arrêté du Gouvernement wallon du 6 décembre 2006 modifiant les arrêtés wallons du 30 mars 2006 relatif aux obligations de service public dans le marché du gaz et de l’électricité et, du 17 juillet 2003 relatif à la commission locale d’avis de coupure.
3.7 Réserve générale
Les dossiers des différents GRD contiennent encore des lacunes, notamment la justification des frais de fonctionnement, ce qui ne permet pas à la CREG d’obtenir une justification complète des tarifs proposés.
La CREG a dès lors formulé dans ses décisions du 21 décembre 2006 une réserve générale, déjà présente au sein des décisions bonus/malus de l’année précédente, et dont l’importance est primordiale pour l’avenir.
Elle est énoncée comme suit :
« La CREG souhaite souligner que le fait qu’elle ne formule pas de remarques explicites dans la présente décision par rapport à certains coûts, à certaines clés de répartition ou à certains éléments constitutifs de la marge équitable, en particulier la valeur des capitaux investis et l’activation de frais généraux, ne peut être interprété comme une acceptation tacite pour les prochaines années. La CREG se réserve en effet le droit d’effectuer dans le courant des prochaines années des analyses approfondies par rapport au caractère raisonnable et au fondement de ces différents éléments. Dans le cadre de la procédure prévue à l'article 26 de l'arrêté royal du 29 février 2004, visant la détermination du résultat définitif, la CREG se réserve également le droit de rectifier chaque élément, connu ou inconnu au moment de la proposition tarifaire, influençant le niveau des tarifs ou la répartition des coûts entre catégories de clients et, sur cette base, de décider de l'attribution d'un bonus ou d'un malus pour l'exercice d'exploitation suivant. »
4. TARIFS DU RÉSEAU DE DISTRIBUTION
Le tableau 3 ci-dessous donne un aperçu des budgets qui, après la procédure d’approbation par la CREG, ont été acceptés pour être portés en compte dans les tarifs de réseau de distribution.
Tableau 3 – Budgets (€)
Mixtes flamandes 2007
Budget approuvé 216.581.266,19
Rémunération équitable 83.225.975,80
Embedded costs 33.613.400,00
Total (hors excédent/déficit d'exploitation) 333.420.641,99 Excédent/déficit d'exploitation -28.923.007,00
Total 304.497.634,99
Pures flamandes 2007
Budget approuvé 63.692.152,02
Rémunération équitable 22.873.825,10
Embedded costs 5.602.595,33
Total (hors excédent/déficit d'exploitation) 92.168.572,45
Excédent/déficit d'exploitation 619.227,00
Total 92.787.799,45
Wallonie-BXL 2007
Budget approuvé 184.068.632,14
Rémunération équitable 72.286.759,37
Embedded costs 6.218.497,46
Total (hors excédent/déficit d'exploitation) 262.573.888,97 Excédent/déficit d'exploitation -3.931.681,00
Total 258.642.207,97
Tous les tarifs de réseau de distribution approuvés ou imposés par la CREG ont été publiés sur le site Internet de la CREG. L’objectif ici n’est donc pas de reprendre l’ensemble de ces tarifs dans le détail. Dans les tableaux 5 à 10, les tarifs approuvés ou imposés par la CREG pour les années d’exploitation 2006 et 2007 sont illustrés pour différents clients-types, ce qui permet de comparer la facture:
de différents clients-types raccordés au même GRD et ;
d’un même client-type raccordé à des GRD différents.
Enfin, les définitions des clients-types utilisées sont celles établies par Eurostat (tableau 4).
Pour le calcul des tarifs, les clients-types sont classés dans le groupe de clients correspondant selon la tranche de consommation dans laquelle ils se trouvent.
Tableau 4 : Clients-types
consommation annuelle (kWh) Pointe (kWh)
T1 2.360
T2 23.260
T3 330.000
T4 2.300.000
T5 5.000.000 2.500
T6 36.000.000 12.000
Clients types EUROSTAT
Commentaires préliminaires et remarques sur les graphiques :
• Les tarifs se comprennent HTVA ;
• Lors de la lecture des graphiques, il convient d’être attentif aux différences d’échelles ;
• Le tarif T5 (clients télémesurés avec volume inférieur à 10 GWh par an) n’est pas représenté pour certains GRD lorsque ceux-ci n’ont pas de clients dans cette catégorie ;
• Les tarifs T4 à T6 ne sont pas illustrés pour INTERGAS qui n’a pas de clients dans ces tranches.
L’année 2006 précédant la libéralisation totale du marché, les tarifs du réseau de distribution étaient calculés de manière théorique par la CREG. Bien que ceux-ci n’étaient pas applicables au marché captif, ils ont tout de même été inclus dans les graphiques afin d’offrir une vision globale.
Tableau 5 – Comparaison des coûts de distribution
T1 - tarif "cuisine - eau chaude"
consommation standard annuelle 2.360 kWh
0 5 10 15 20 25 30 35 40 45
SIMOGEL INTERGEM
IVERL EK
IVEK A
GA SELW
EST SIBELGA
IGA O
SIBELGAS N ALG
SEDI LEC
INTERLUX
IVEG IME WO IDE
G IGH
WV EM
INT ER-EN
ER GA
INTERG AS
Moy enn
e
€/MWh
2006 2007
Tableau 6 – Comparaison des coûts de distribution
T2 - tarif "chauffage individuel"
consommation standard annuelle 23.260 kWh
0 5 10 15 20
INTERGAS SIMO
GEL IGAO INTERG
EM IVEG
IVE KA ALG
IVERLEK SIBELGAS N
IMEWO GA
SELWEST WVEM
SEDILEC SIBELGA
IDEG IGH
INTERLUX INTER-ENERG
A Moyenne
€/MWh
2006 2007
Tableau 7 – Comparaison des coûts de distribution
T3 - tarif "tertiaire"
consommation standard annuelle 330.000 kWh
0 2 4 6 8 10 12 14 16
INTERG AS ALG
IVEG IGA O
SIMOGEL
WVEM IVEKA INTERG
EM IVERL
EK IME
WO
INT ER-E
NERGA SE
DILEC SIBELGA
S N SIBELGA
GA SELW
EST IDE
G IGH
INTE RLUX
Moy enn
e
€/MWh
2006 2007
Tableau 8 – Comparaison des coûts de distribution
T4 - tarif "professionnel"
consommation standard annuelle 2.300.000 kWh
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5 4,0 4,5 5,0
SIMO GEL
IGAO IVE
G ALG IVE
KA WVEM
IVER LEK
INT ERG
EM IME
WO
INTER -ENER
GA
SIB ELG
AS N
GAS ELW
EST
SEDILEC IDEG
SIBELGA IGH INTER
LUX Moye
nne
€/MWh
2006 2007
Tableau 9 – Comparaison des coûts de distribution
T5 - tarif industriel télérelevé (5.000.000 kWh/an, pointe 2.500 kW)
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5 3,0 3,5
IVEKA IGAO
INTERGE M
IVERL EK
IGH IDEG
SEDI LEC
IMEWO GASELWEST
INTERLUX SIBEL
GA
INTER-EN ERGA
SIBEL GAS N
Moyenne
€/MWh
2006 2007
Tableau 10 – Comparaison des coûts de distribution
T6 - tarif industriel télérelevé (36.000.000 kWh/an, pointe 12.000 kW)
0,0 0,5 1,0 1,5 2,0 2,5
IVE
RLEK IGAO INT
ERG EM ALG
GAS ELWEST
IVE KA IGH
IMEW O
SIBELG AS
N SEDILEC
IDEG SIMO
GEL INTER
LU X
WVEM IVE G
INTER -EN
ER GA
SIB ELGA
Mo yen
ne
€/MWh
2006 2007
Suite à la présence de termes fixes trop élevés pour les clients résidentiels au sein des dossiers d’information tarifaire des GRD wallons mixtes pour l’année 2007, la CREG a procédé à une réduction de ces termes fixes pour les tranches T1 à T3. Elle a, pour ce faire, veillé à garder l’équilibre coûts-recettes ainsi que celui des prix-frontières entre les différentes tranches de consommation, avec pour résultat un impact sur les tranches de consommation supérieures. Ceci explique dès lors les baisses ou hausses sensibles d’une année à l’autre pour les tranches concernées de ces GRD.
5. CONCLUSION
Les délais légaux ont été respectés dans la procédure de fixation des tarifs du réseau de distribution du gaz naturel. Des tarifs provisoires ont été imposés pour 2007 à tous les gestionnaires du réseau de distribution mixtes de gaz naturel à l’exception de trois gestionnaires de réseau de distribution purs flamands de gaz naturel (INTERGAS, IVEG, WVEM) et de SIBELGA. Les tarifs de ces derniers ont dès lors été approuvés et ont été applicables durant tout l’exercice d’exploitation 2007.
La CREG a soumis les gestionnaires du réseau de distribution de gaz naturel à une analyse DEA afin de tendre vers une gestion plus efficace et de les inciter à atteindre une meilleure maîtrise des coûts. Cette procédure n’aura encore lieu que pour l’année 2008, étant donné la nécessité d’une initiative légale pour le contrôle des tarifs de l’année 2009.
Finalement, dans les différents jugements qui ont eu lieu en 2007, la Cour d’Appel de Bruxelles s’est montrée sévère à l’égard du pouvoir d’appréciation dont dispose la CREG concernant le caractère raisonnable des coûts. Ceci aura pour conséquence une hausse des tarifs de distribution dès 2008.
De plus, ces jugements ont contraint la CREG à conclure une transaction lui permettant de conserver une partie des réductions de coûts acquises par le passé mais dont la contrepartie se traduira également par une hausse des tarifs de distribution.
aaaa
Pour la Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz :
Guido Camps François Possemiers
Directeur Président du Comité de direction
