Etude relative à l’évolution du prix de l’électricité pour les clients finals de 1999 à 2002 | CREG : Commission de Régulation de l'Électricité et du Gaz

Commission de Régulation De l'Electricité et du Gaz Rue de l’Industrie 26-38 1040 Bruxelles

COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DU GAZ

ETUDE

(F) 030424-CDC-177

relative à

‘l’évolution du prix de l’électricité pour les clients finals de 1999 à 2002’

faite en application de l’article 23, §2, deuxième alinéa, 2°, de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité.

Le 24 avril 2003

ETUDE

La COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DU GAZ (CREG) a reçu une lettre en date du 22 novembre 2002 du Secrétaire d’Etat à l’Energie et au Développement durable (ci-après dénommé le Secrétaire d’Etat) la priant ‘de réaliser une étude sur l’évolution du prix de l'électricité et du gaz des clients finals, tant les clients liés que les clients éligibles, au cours de la période allant de juillet 1999 à janvier 2003’. Le Secrétaire d’Etat a émis pour hypothèse qu’en janvier 2003, trois éléments importants de la formation du prix seraient connus: les tarifs en matière de transport approuvés par la CREG, les tarifs de distribution approuvés par la CREG et le nouveau programme tarifaire du Comité de Contrôle de l’Electricité et du Gaz (le CCEG); Il a demandé de tenir expressément compte de ces éléments dans la méthodologie de l’étude.

Contrairement aux attentes du Secrétaire d’Etat, la CREG n’a cependant pu approuver aucun tarif au début de 2003 ni pour le transport ni pour la distribution de l’électricité. Début 2003, le CCEG n’avait encore approuvé aucun programme tarifaire pour cette année. C’est pourquoi la CREG a décidé de réaliser l’étude souhaitée à propos de l’évolution des prix de l’électricité pour la période allant de juillet 1999 à décembre 2002. Comme l’a demandé le Secrétaire d’Etat, il a été tenu compte dans cette étude tant des prix payés au cours de cette période par les clients liés que de ceux payés par les clients entrant en ligne de compte, pour autant que des données soient disponibles à ce sujet.

Le Comité de direction de la CREG a approuvé l’étude qui suit lors de sa réunion du 24 avril 2003.

Après une brève définition du calendrier de la publication et des données utilisées, la présente étude aborde dans un premier temps l’évolution des prix pour les clients n’entrant pas en ligne de compte, dans le cadre de laquelle sont évoqués successivement les trois éléments déterminants, les mesures tarifaires, l’évolution des paramètres Ne et Nc, ainsi que les contributions et redevances. Une dernière partie fournit des chiffres à propos du prix qui s’applique aux clients entrant en ligne de compte.

I. Le calendrier de la publication

1. Pour connaître le prix s'appliquant à tel moment à tel client final, il est important de savoir quand un client est devenu un client entrant en ligne de compte. Le calendrier suivant en matière d’ouverture de marché s’applique aux clients finals du réseau de transport:

1° les clients finals qui consomment plus de 100 GWh par an (sur base de la consommation sur leur site et en ce compris l’autoproduction) entrent directement en ligne de compte¹;

2° à partir du 31 décembre 2000, entrent en ligne de compte les clients finals qui consomment plus de 20 GWh par an²;

3° à partir du 31 décembre 2002, entrent en ligne de compte les clients finals qui consomment plus de 10 GWh par an³;

4° les entreprises de distribution entrent en ligne de compte pour la quantité d’électricité consommée par leurs clients qui sont désignés comme entrant en ligne de compte au sein de leur réseau de distribution, afin de pouvoir approvisionner ces clients; ce sont les régions qui déterminent ceux qui appartiennent à ce groupe de clients;

5° l’ensemble des catégories de clients finals qui sont raccordés au réseau de transport entrent en ligne de compte au plus tard le 31 décembre 2006⁴.

2. En ce qui concerne les clients finals dans la Région flamande à des réseaux d’une tension inférieure ou égale à 70 kV, le calendrier suivant a été fixé en matière d’ouverture de marché⁵:

1° à partir du 21 août 2001: tous les clients finals qui consomment plus de 20 GWh par an sur base de la consommation à l’endroit et en ce compris l’autoproduction;

1 Article 16, § 2, de la loi du 29 avril 1999, relative à l’organisation du marché de l’électricité.

2 Article 1, 1°, de l’arrêté royal du 11 octobre 2000 visant à l’entrée en ligne de compte des clients finals d’autres catégories.

3 Article 1, 2°, de l’arrêté royal du 11 octobre 2000 visant à l’entrée en ligne de compte des clients finals d’autres catégories.

4 Article 16, § 3, de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité.

5 Article 12 du décret du Conseil flamand du 17 juillet 2000 contenant l’organisation du marché de l’électricité et article 2 de l’arrêté du Gouvernement flamand du 13 juillet 2001, contenant la réglementation plus précise des conditions en vue d’entrer en ligne de compte en tant que client au

2° à partir du 1er janvier 2002: les clients finals qui consomment plus de 1 GWh par an;

3° à partir du 1er janvier 2003: les clients finals ayant une puissance raccordée au réseau de distribution et sur leur site supérieur ou égale 56 kVA;

4° à partir du 1er juillet 2003: tous les clients finals.

3. Pour les clients finals dans la Région wallonne à des réseaux d’une tension inférieure ou égale à 70 kV, le calendrier suivant a été fixé en matière d’ouverture de marché⁶:

1° à partir du 25 octobre 2001, tous les clients finals dont la consommation annuelle est supérieure ou égale à 20 GWh, en ce compris l’autoproduction;

2° à partir du 31 décembre 2002: tous les clients finals dont la consommation annuelle est supérieure ou égale à 10 GWh par site;

3° à partir du 31 décembre 2004: tous les clients finals;

4. Pour les clients finals de la Région de Bruxelles-capitale à des réseaux d’une tension inférieure ou égale à 70 kV, le calendrier suivant a été fixé en matière d’ouverture de marché⁷:

1° après publication des tarifs et du règlement technique: les clients finals qui, par an et par site de consommation, consomment plus de 20 GWh;

2° à partir du 1er janvier 2003: les clients finals qui, par an et par site de consommation, consomment plus de 10 GWh;

3° à partir du 1er janvier 2005: tous les clients haute tension;

4° à partir du 1er janvier 2007: tous les clients basse tension.

5. Cela signifie qu’en juillet 1999, premier moment auquel les prix ont été examinés dans la présente étude, seuls les clients raccordés au réseau de transport, ayant une consommation supérieure à 100 GWh, sont des clients entrant en ligne de compte. Pour l’année 2002, les clients entrant en ligne de compte sont:

1° sur le réseau de transport et en Wallonie: les clients finals qui consomment plus de 20 GWh par an;

6 Article 27, §1, 1° et §3, du décret de la Région wallonne du 12 avril 2001 relatif à l’organisation du marché régional de l’électricité.

7 Article 13, § 1 à 4 de l’ordonnance du 19 juillet 2001 relative à l’organisation du marché de l’électricité dans la Région de Bruxelles-capitale

2° en Flandre sur le réseau de distribution: les clients finals qui consomment plus de 1 GWh par an.

6. Le tableau 1 indique pour l’année 2002 une répartition de la consommation d’énergie électrique sur différentes tranches. Il ne s’agit toutefois ici que des consommateurs qui sont raccordés aux réseaux ayant une tension supérieure ou égale à 30 kV et des consommateurs qui sont directement raccordés aux transformateurs vers le réseau de distribution. Les chiffres ne comprennent cependant pas les clients desservis par les intercommunales de distribution.

Tableau 1: Répartition de la consommation d’énergie électrique en 2002 par catégorie de clients entrant en ligne de compte raccordés aux réseaux d’ELIA⁸

Catégorie de clients éligibles Nombre de Consommation

consommateurs % (GWh) %

>100 GWh 53 44,2 19.729 91,7

20 - 100 GWh 28 23,3 1.391 6,5

10 - 20 GWh 21 17,5 305 1,4

1 - 10 GWh 18 15,0 89 0,4

Total: 120 100 21.514 100

Sur la base des données figurant dans ce tableau, on peut affirmer que, sur un total d’énergie demandée de 84,2 TWh⁹ en 2002, au moins 25,5% sont allés à des clients entrant en ligne de compte en décembre 2002. La consommation de clients ayant une consommation annuelle se situant entre 1 GWh et 20 GWh, qui, en Flandre, sont des clients entrant en ligne de compte à partir du 1er janvier 2002 ne figure pas encore dans ces données. Dans le tableau précité, on en tient déjà en partie compte, mais pour toute la Belgique.

Du quatrième rapport de VREG relatif au marché, il s’avère qu’au total il y avait 2.476 points d’accès libres supérieurs à 1 GWh approvisionnés via le réseau de distribution au 31 décembre 2002 et qu’ainsi le total d’électricité livrée en 2002 à des clients libres équivaudrait à 18.680,95 GWh¹⁰, ce qui porterait le total d’électricité pour des clients entrant en ligne de compte en 2002 à 40.194 GWh, soit 47,7% du total. Etant donné que dans ces chiffres ne figurent que des clients approvisionnés via le réseau de distribution, il n’y a

8 Voir CREG, Rapport annuel 2002, Partie 1, point 3.2.3., Tableau 7, p.40

9 Voir CREG, Rapport annuel 2002, Partie 1, point 3.2.1., p.38

vraisemblablement pas de doublons avec le précédent tableau. Le tableau 2 indique la répartition des points d’accès libres alimentés via le réseau de distribution par catégorie de consommation.

Tableau 2 – Nombre de points d’accès libres aux réseaux de distribution Catégorie de Nombre de

points d’accès libres points d’accès %

>10 GWh 223 9

5 - 10 GWh 297 12

1 - 5 GWh 1956 79

Total: 2.476

II. Les données utilisées

7. En ce qui concerne les clients liés, on a travaillé avec deux sortes de données:

1° la CREG a reçu du CCEG par e-mail en date du 24 février 2003 un fichier contenant pour les années 1999 à 2002 y compris le prix par mois pour 5 clients types, tels qu’ils sont utilisés dans les rapports annuels du CCEG (voir paragraphe 13), de même qu’une estimation pour 2003. Les prix indiqués sont hors TVA et hors contribution énergétique (voir paragraphe 33);

2° la S.A. ELECTRABEL a été invitée à calculer les factures mensuelles de clients types provenant des études WEFA/DAFSA (voir paragraphe 15), en tenant compte de tous les suppléments et contributions. Ces données ont été transmises à la CREG dans leur forme définitive par e-mail en date du 14 mars 2003.

8. En ce qui concerne les clients entrant en ligne de compte, on a également fonctionné avec deux sortes de données:

1° début 2002, la S.A. ELECTRABEL a déjà transmis à la CREG un tableau où pour 165 clients ayant une consommation annuelle de plus de 20 GWh figure le prix par kWh pour les années allant de 1998 à 2002 y compris. Les chiffres relatifs à 2001 étaient extrapolés à partir des neuf premiers mois de cette même année et les chiffres pour 2002 étaient des perspectives sur la base

des contrats existants ou des offres établies. La S.A. ELECTRABEL a été invitée à compléter ces données pour 2001 et 2002 et à ajouter aussi pour 2002 les données relatives aux clients ayant une consommation supérieure à 1 GWh en Flandre. Ces données ont été transmises à la CREG par courrier en date du 18 mars 2003;

2° La N.V. LUMINUS a été invitée à fournir pour 2002 un aperçu des quantités d’énergie vendues et du prix moyen par kWh. Ces données ont été transmises à la CREG par voie électronique le 24 mars 2003.

III. Les clients liés

9. Un certain nombre de tableaux, qui regroupent les données obtenues du CCEG et de la S.A. ELECTRABEL, ont été joints en annexe.

10. L’annexe 1 (clients types du CCEG avec évolution Ne et Nc) fournit l’évolution du prix mensuel de l’électricité, adapté aux paramètres d’index Ne et Nc (voir paragraphes 32 et suivants) et indiqués en €cts/kWh, de 1999 à 2002 pour 7 clients types utilisés par le CCEG:

1° LS300: basse tension, consommation annuelle de 300 kWh dont aucune consommation de nuit, avec une puissance de 6 kVA;

2° LS1700: basse tension, consommation annuelle de 1.700 kWh, dont aucune consommation de nuit, avec une puissance de 6 kVA;

3° LS3500: basse tension, consommation annuelle de 3.500 kWh dont 1.300 kWh consommation de nuit, avec une puissance de 10 kVA;

4° LS5000: basse tension, consommation annuelle de 5.000 kWh dont 2.300 consommations de nuit, avec une puissance de 10 kVA;

5° HSA: haute tension, avec une puissance de 125 kW et une consommation de 150 h/mois, dont 20% de consommation de nuit;

6° HSB: haute tension, avec une puissance de 2.850 kW et une consommation de 400 h/mois, dont 35% de consommation de nuit;

7° HSC: haute tension, avec une puissance de 10,75 Mw et une consommation de 450 h/mois, dont 50% de consommation de nuit.

11. L’annexe 2 (clients types de CCEG, Ne et Nc 1^er janvier 1999) fournit les mêmes données pour les mêmes clients types, mais cette fois recalculées selon la valeur des

paramètres d’index Ne et Nc pour juillet 1999; ces chiffres ont par conséquent été épurés de l’effet de l’indexation.

12. L’annexe 3 (clients types de WEFA/DAFSA) indique l’évolution du prix mensuel de l’électricité, exprimée en €/kWh, pour les clients types utilisés par Eurostat¹¹, tels qu’ils sont définis dans les Tableaux 3 et 4.

Tableau 3 – Définition des consommateurs ménagers par Eurostat Client

type Consommation

annuelle Puissance Habitation

(kWh) souscrite Standard

Total dont de nuit approximative

Da 600 - 3 50 m²: 2 chambres + cuisine Db 1.200 - 3 à 4 70 m²: 3 chambres + cuisine Dc 3.500 1.300 4 à 9 90 m²: 4 chambres + cuisine Dd 7.500 2.500 6 à 9 100 m²: 4-5 chambres + cuisine De 20.000 15.000 9 120 m²: 5 chambres + cuisine Tableau 4 – Définition des consommateurs industriels par

Eurostat Client

type Consommation

annuelle Demande

maximale Durée d’utilisation

(MWh) (kW) annuelle (h)

Ia 30 30 1.000

Ib 50 50 1.000

Ic 160 100 1.600

Id 1.250 500 2.500

Ie 2.000 500 4.000

If 10.000 2.500 4.000

Ig 24.000 4.000 6.000

L’annexe 3 comprend également les prix pour deux clients types spécifiquement utilisés pour la situation en Belgique par WEFA/DAFSA¹⁴ dans ses études:

1° ménager: Dc1: 3.500 kWh de consommation annuelle, dont 0% de consommation de nuit

2° professionnel: Dc2: avec une puissance de 12 kVA, une consommation annuelle de 3.500 kWh dont 0% de consommation de nuit

11 Eurostat est le service d’information statistique de l’Union européenne qui publie aussi des données en ce qui concerne le prix de l’électricité au sein de l’Union

14 WEFA/DAFSA est le bureau d’étude du Royaume-Uni qui a reçu mission du CCEG de réaliser une étude sur le prix de vente de la production à la distribution (énergie primaire) de même que sur le prix de vente aux clients finals de la distribution en vue d’évaluer les différences de prix de l’électricité entre la Belgique et ses principaux partenaires commerciaux.

13. Dans le cadre de la définition de ces clients types, il convient de signaler que la S.A.

ELECTRABEL adopte l’hypothèse selon laquelle l’immense majorité des clients résidentiels ne paient aucun terme kVA jusqu’à présent; celui-ci n’a en effet été instauré qu’en 1999 pour les nouveaux clients et pour les clients qui sollicitent une augmentation de leur puissance.

Dans le tableau de l’annexe 3, les prix indiqués sont à la fois adaptés aux paramètres d’index Ne et Nc ainsi qu’avec les deux paramètres constants (valeur janvier 1999) et avec le paramètre Nc constant (valeur janvier 1999). Pour chaque client type, on indique le prix sans les contributions, le prix avec les contributions, mais hors TVA, et le prix avec toutes les contributions, de même que le prix avec pour index 1999 =100 et la moyenne annuelle.

14. La figure 1 représente, sur la base des données provenant des annexes, l’évolution des moyennes annuelles adaptées aux paramètres Ne et Nc pour les différents clients types du CCEG de 1999 à 2002. La figure 2 fait de même pour l’évolution sans l’index. Il s’agit ici dans les deux figures de prix hors contributions et TVA.

Les figures 3 et 4 fournissent les mêmes données que les figures 1 et 2, mais cette fois pour les clients types d’Eurostat-WEFA/DAFSA.

Figure 1:

Evolution du prix pour les clients types du CCEG

0,04 0,06 0,08 0,1 0,12 0,14 0,16 0,18 0,2

1999 2000 2001 2002

Prix (€/kWh)

LS300 LS1700 LS3500 LS5000 HSA HSB HSC

Figure 2:

Evolution des prix pour les clients types du CCEG

0,0400 0,0600 0,0800 0,1000 0,1200 0,1400 0,1600 0,1800 0,2000

1999 2000 2001 2002

Prix (€/kWh)

LS300

LS1700

LS3500

LS5000

HSA

HSB

HSC

Figure 3:

Evolution du prix pour les clients types Eurostat et Wefa/Dafsa (avec évolution Ne et Nc)

0,0400 0,0800 0,1200 0,1600 0,2000

1999 2000 2001 2002

Prix (€/kWh

Da Db Dc1 Dc2 Dc Dd De Ia Ib Ic Id Ie If Ig

Figure 4:

Evolution des prix pour les clients types Eurostat et Wefa/Dafsa

(sans Ne, Nc)

0,0400 0,0600 0,0800 0,1000 0,1200 0,1400 0,1600 0,1800

1999 2000 2001 2002

Prix (€/kWh)

Da Db Dc1 Dc2 Dc Dd De Ia Ib Ic Id Ie If Ig

15. Des chiffres figurant aux annexes 1 à 3 et des graphiques représentés dans les figures 1 à 4, on peut déduire que les prix de l’électricité diminuent à la fin de la période considérée pour l’immense majorité des clients types résidentiels (9 sur 10; seule la catégorie De paie à la fin de la période plus qu’en 1999), tandis que c’est également le cas pour 5 clients industriels sur 11. Lorsque les paramètres Ne et Nc pour chacun des mois considérés entre janvier 1999 et décembre 2002 sont ramenés à la valeur qu’ils avaient en janvier 1999, ce qui épure leur effet sur les prix, on constate alors une réduction chez tous les clients types dans les deux catégories.

Il convient toutefois d’observer que pour trois des clients types résidentiels (Dc, Dc1 et Dd), cette diminution s’opère entièrement en 2002 dans les prix adaptés aux paramètres; en 2000 et 2001, les prix dans ces catégories affichent encore une hausse par rapport à 1999.

Le tableau 5 indique la différence en pourcentage entre le prix payé en janvier 1999 et celui payé en décembre 2002, les prix entrant en ligne de compte sans contributions et hors TVA dans les deux colonnes. La différence est indiquée tant entre les prix adaptés à l’évolution des paramètres Ne et Nc et ceux sans ces paramètres. Dans ce tableau, les mêmes constatations sont naturellement formulées en ce qui concerne la diminution ou la hausse des prix pour les différentes catégories de clients types.

De ce tableau, on peut aussi déduire que la diminution constatée est beaucoup plus élevée lorsque l’influence des paramètres d’indexation est neutralisée.

L’influence des redevances et des contributions est indiquée dans la colonne ‘Avec contributions (hors TVA)’; naturellement, les contributions entraînent une réduction de l’effet des diminutions tarifaires.

Tableau 5: Evolution des prix en pourcentage de janvier 1999 à décembre 2002 Evolution (%) des prix 1/99 - 12/2002

indexés avec impôts sans Ne et Nc

(hors TVA)

Résidentiel LS300 -8,28 -15,66

LS1700 -13,71 -20,73

LS3500 -5,92 -13,79

LS5000 -3,19 -11,39

Da -13,85 -13,05 -20,94

Db -15,14 -14,28 -22,19

Dc1 -5,72 -4,77 -13,53

Dc -5,84 -4,80 -13,79

Dd -0,65 0,46 -9,1

De 5,47 6,38 -4,73

Industriel HSA 0,82 -7,53

HSB -3,75 -12,08

HSC 5,32 -4,58

Dc2 -10,46 -9,61 -17,84

Ia -10,59 -9,68 -17,96

Ib -12,91 -11,99 -20,2

Ic -4,76 -2,55 -12,74

Id 0,57 1,95 -8,03

Ie 2,44 4,06 -6,36

If 2,66 4,43 -6,35

Ig 4,15 6,32 -5,42

16. De ces données, on peut déduire que trois éléments sont fortement déterminants pour les prix de l’électricité en ce qui concerne les clients liés:

1° les mesures tarifaires;

2° l’évolution des paramètres d’index;

3° les redevances et les contributions.

III.1 Les mesures tarifaires

17. Les tarifs destinés aux clients liés sont fixés dans les recommandations du CCEG.

Dans la Convention relative à l’électricité et au Gaz, conclue entre les partenaires sociaux et les entreprises d’électricité¹², les parties s’engagent, selon l’article 3, à poursuivre des prix aussi avantageux que possible, qui se situent favorablement dans le cadre d’une

12 Cette convention date à l’origine de 1955, mais elle a été modifiée et renouvelée à plusieurs

comparaison européenne tout en assurant la mission de service public, là où de telles obligations existent. Les statuts du CCEG prévoient, à l’article 4, que le CCEG a notamment pour tâche de veiller à ce que les tarifs et les conditions de livraison pour tous les clients d’électricité et de gaz, en ce compris l’abonnement et les frais à payer par les clients, soient fixés en fonction de l’intérêt général¹³.

18. L’article 20 de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité (ci-après dénommée la loi sur l’électricité) prévoit que le Ministre fédéral de l’économie, sur recommandation du CCEG, fixe les prix maximums de l’électricité pour les clients liés, ces prix maximums étant notamment fixés de manière:

1° à éviter des subsides croisés entre catégories de clients;

2° à assurer qu’une partie équitable des gains de productivité résultant de l’ouverture du marché de l’électricité reviennent de manière équilibrée aux clients résidentiels et professionnels, dont les petites et moyennes entreprises, sous forme d’une baisse de tarifs;

3° à orienter les tarifs appliqués aux clients visés au 2° sur les meilleures pratiques tarifaires sur le même segment du marché dans les autres Etats membres de l’Union européenne, compte tenu des spécificités du secteur de la distribution

19. Au cours de la période sur laquelle porte cette étude, le CCEG a donc formulé, sur la base d’études comparatives des tarifs de l’électricité en Belgique et de ses pays avoisinants, un certain nombre de recommandations, sanctionnées par des arrêtés ministériels, assorties de mesures tarifaires qui devaient réaliser les objectifs susmentionnés.

20. Les mesures tarifaires pour 1999 ont été instaurées en deux tranches: une première tranche, pour un montant de 1 milliard de BEF, a été instaurée à partir du 1er janvier 1999 et se composait d’une diminution du prix de la puissance consommée lors des mois d’hiver et, pour la distribution basse tension et haute tension, d’une ristourne ponctuelle accordée dans le courant du deuxième trimestre 1999.

Une nouvelle série de mesures, qui dans le cadre de cette étude sont plus importantes attendu la date de leur entrée en vigueur, a été instaurée à partir du 1 septembre 1999. Ces mesures se sont traduites par un effort annuel global de 3,9 milliards de BEF pour les clients

13 ‘Convention et statuts’, CCEG, Bruxelles, 21 mars 1995.

de la distribution et 1,4 milliard de BEF pour les clients directs. Les principales adaptations comprenaient une diminution du terme de puissance mensuel pour les clients haute tension et une réduction du terme proportionnel pour tous les tarifs basse tension.

21. Le 5 avril 2000, le Gouvernement fédéral a décidé, compte tenu du fait que la structure tarifaire n’est pas la même en Belgique et dans les pays voisins, et que par conséquent la différence tarifaire doit être établie sur une base comparable en ce compris les éléments tarifaires, mais sans les éléments extratarifaires (revenus fiscaux et immatériels des communes, …):

1° De diminuer d’au moins de moitié au plus tard le 31 décembre 2000 le handicap tarifaire par rapport aux pays voisins pour les clients n’entrant pas en ligne de compte;

2° De réaliser une nouvelle diminution correspondant à la moitié du handicap tarifaire restant pour le 30 juin 2001;

3° De mettre en conformité le prix de l’électricité sur le marché non libéralisé avec celui en application dans les pays voisins pour les mêmes catégories de clients au plus tard au 30 juin 2002.

22. Le Gouvernement fédéral a précisé dans sa décision que les clients résidentiels devraient pouvoir bénéficier au 30 juin 2002 d’une réduction moyenne de leur facture d’au moins 3.000 BEF (74,37 €) à l’exclusion des frais de carburant et a fixé les priorités suivantes:

1° La fourniture gratuite des 500 premiers kWh pour les bénéficiaires du tarif social spécifique;

2° La suppression progressive du droit fixe annuel pour le tarif basse tension au plus tard au 30 juin 2002 pour les ménages;

3° L’application progressive d’une diminution de 50% du terme proportionnel pour les tarifs basse tension en ce qui concerne la consommation des 500 premiers kWh;

4° La mise en conformité du terme proportionnel des consommateurs qui ne paient aujourd'hui aucune rétribution fixe ou qu’une rétribution fixe limitée avec celle des clients ayant une consommation normale.

Le Gouvernement fédéral a également demandé un effort similaire pour les consommateurs basse tension non résidentiels.

23. Dans la perspective de décisions à adopter ultérieurement, le CCEG décide d’octroyer à partir du juillet 2000 une réduction de 500 BEF (hors TVA) à tout client raccordé au réseau basse tension général, donc aux clients résidentiels sur le lieu principal de leur résidence et aux clients professionnels. En Flandre, cette réduction prend la forme d’une livraison gratuite de 100 kWh à la clientèle basse tension.¹⁴

24. Le 1^er janvier 2001, des mesures qui portaient principalement sur le terme de puissance imputé aux différents groupes de clients sont entrées en vigueur. En outre, la remise de 500 BEF a été prolongée et des mesures spécifiques ont été adoptées en faveur des bénéficiaires du tarif social. A partir du 1^er juillet 2001, de nouvelles mesures tarifaires ont été également instaurées, ce qui a entraîné une diminution du terme fixe des tarifs basse tension, tandis que le terme proportionnel de nuit des tarifs horaires doubles et les tarifs exclusifs pour la consommation de nuit ont été augmentés.

25. A partir du 1^er janvier 2002, une diminution des termes de puissance a de nouveau été recommandée pour les tarifs haute tension, tandis qu’en ce qui concerne les tarifs basse tension, une simplification générale du système et une diminution de la partie ‘jour’ du tarif horaire double (remplacée en Flandre par la livraison gratuite de 100 kWh/an par famille et de 100 kWh/chaque membre de chaque famille) ont été recommandées. Enfin, on a encore adopté des mesures tarifaires qui entraient en vigueur à partir du 1^er juillet 2002 et prévoyaient notamment une diminution supplémentaire du terme de puissance dans les tarifs haute tension et le maintien de la remise pour les tarifs basse tension.

26. Les différentes dates auxquelles les mesures tarifaires sont entrées en vigueur peuvent se retrouver clairement dans les sauts de tarifs figurant dans les tableaux des annexes 2 et 3 où l’évolution des paramètres Ne et Nc a été neutralisée et où il n’est tenu aucun compte des différentes cotisations.

27. On peut toutefois se demander si les mesures prises par le CCEG concrétisent pleinement la décision du Gouvernement en date du 5 avril 2000, comme le mentionne le paragraphe 26 de la présente étude.

La principale disposition de cette décision du Gouvernement résidait dans la réduction prescrite de la facture, à l’exclusion des frais de carburant, d’une moyenne de 3.000 francs

14 Article 41 du Décret flamand du 22 décembre 1999 contenant les dispositions d’accompagnement du budget 2000.

(74,37 €) à la fin juin 2002 pour les clients résidentiels. La décision n’indique pas clairement par rapport à quelle situation de départ la diminution doit être calculée, mais le plus logique serait la date de la décision. Dans cette étude, la comparaison est établie pour la période que couvre l’étude, soit de juillet 1999 à la fin 2002, ce qui fait qu’un prix de départ plus élevé a donc été postulé. Il ressort du tableau 3 que l’objectif mentionné à la fin de l’année 2002 n’a pas été atteint. Dans la plupart des cas, la diminution réalisée n’atteint pas la moitié de ce que le Gouvernement fédéral avait prévu.

Tableau 6:

Différence en prix (sans impôts) entre juillet 1999 et décembre 2002 Type de

Consom

mation Jour/ juillet décembre Différence Différence clients nuit prix/ €/an Nc €/an sans prix/ €/an Nc €/an sans €/an €/an (voir

§§13

et 15) kWh carburant kWh carburant avec TVA LS300 300 0,1832 54,96 0,8777 50,49 0,1694 50,82 1,024 45,60 -4,89 -5,91

LS1700 1700 0,1539 261,63 0,8777 236,29 0,1341 227,97 1,024 198,40 -37,89 -45,85

LS3500 3500 2200 0,1170 409,50 0,8777 360,78 0,1112 389,20 1,024 332,35 -28,44 -34,41

1300

LS5000 5000 2700 0,1024 512,00 0,8777 443,58 0,1003 501,50 1,024 421,65 -21,93 -26,53

2300

Da 600 0,1703 102,18 0,8777 93,24 0,1480 88,80 1,024 78,36 -14,87 -18,00

Db 1200 0,1604 192,48 0,8777 174,60 0,1373 164,76 1,024 143,89 -30,71 -37,16

Dc1 3500 0,1368 478,80 0,8777 426,64 0,1303 456,05 1,024 395,18 -31,46 -38,07

Dc 3500 2200 0,1170 409,50 0,8777 360,78 0,1113 389,55 1,024 332,70 -28,09 -33,99

1300

Dd 7500 5000 0,1065 798,75 0,8777 693,60 0,1070 802,50 1,024 679,79 -13,81 -16,71

2500

De 20000 5000 0,0666 1332,00 0,8777 1073,69 0,0708 1416,00 1,024 1114,55 40,86 49,44

15000

Lorsque l’influence des paramètres Nc et Ne est neutralisée, comme au tableau 4, la différence est plus grande et la différence souhaitée est atteinte pour un certain nombre de clients types.

Tableau 7 :

Différence en prix (sans impôts) entre juillet 1999 et décembre 2002 - paramètres 1.1.1999 Type de Consom

mation Jour/ juillet décembre Différence Différence clients nuit prix/ €/an Nc €/an sans prix/ €/an Nc €/an sans €/an €/an (voir

§§13

et 15) kWh carburant kWh carburant avec TVA LS300 300 0,1839 55,17 0,8789 50,69 0,1557 46,71 0,8789 42,23 -8,46 -10,24

LS1700 1700 0,1545 262,65 0,8789 237,28 0,1231 209,27 0,8789 183,90 -53,38 -64,59

LS3500 3500 2200 0,1174 410,90 0,8789 362,12 0,1019 356,65 0,8789 307,87 -54,25 -65,64

1300

LS5000 5000 2700 0,1029 514,50 0,8789 445,99 0,0918 459,00 0,8789 390,49 -55,50 -67,15

2300

Da 600 0,1703 102,18 0,8789 93,23 0,1359 81,54 0,8789 72,59 -20,64 -24,97

Db 1200 0,1604 192,48 0,8789 174,57 0,1259 151,08 0,8789 133,17 -41,40 -50,09

Dc1 3500 0,1368 478,80 0,8789 426,57 0,1195 418,25 0,8789 366,02 -60,55 -73,27

Dc 3500 2200 0,117 409,50 0,8789 360,72 0,1019 356,65 0,8789 307,87 -52,85 -63,95

1300

Dd 7500 5000 0,1065 798,75 0,8789 693,46 0,0979 734,25 0,8789 628,96 -64,50 -78,05

2500

De 20000 5000 0,0666 1332,00 0,8789 1073,34 0,0644 1288,00 0,8789 1029,3

4 -44,00 -53,24

15000

III.2. L’évolution des paramètres Ne et Nc

28. Les paramètres Ne et Nc sont des paramètres qui permettent une adaptation mensuelle du prix de l’électricité. Nc représente l’évolution des coûts de carburants (fossiles et nucléaires) utilisés dans les centrales électriques et s’exprime comme le rapport de la valeur de la partie carburants du coût de revient moyen de l’énergie de référence¹⁵ pour le mois concerné avec la valeur moyenne de ce terme en 1986, la valeur de la partie carburants du mois concerné étant calculée sur la base de la moyenne des coûts de carburants du trimestre qui précède d’un mois le mois concerné, moyennant l’application d’un ‘correcteur compensé’, basé sur l’importance que revêt le mois dans la vente annuelle d’électricité.

Ne représente l’évolution des autres composants du coût de revient de l’électricité, comme

15 Energie de référence = la somme de la production thermique fossile et nucléaire, majorée du solde des échanges en coordination avec l’étranger, en ce compris les échanges de restitution, et minorée des pertes aux pompes et aux turbines.

les amortissements et les frais d’exploitation, compte tenu de la moyenne nationale des coûts salariaux horaires de référence de l’industrie métallurgique et de la moyenne de quelques indices de prix de l’index de la production industrielle, publiés par le Ministère des Affaires économiques¹⁶.

29. La figure 5 donne un aperçu de l’évolution des paramètres Ne et Nc entre janvier 1999 et décembre 2002. Il en ressort manifestement qu’alors que le paramètre Ne affiche une tendance à la hausse relativement stable, ce qui fait qu’en décembre 2002 il est supérieur de 6,7% à janvier 1999, le paramètre Nc présente des fluctuations beaucoup plus nombreuses et beaucoup plus importantes, ce qui fait finalement qu’en décembre 2002 il est supérieur de 16,5% à janvier 1999. Entre-temps, le paramètre Nc a toutefois encore atteint en novembre 1999 son niveau le plus bas qui est inférieur de 4,4 % à la valeur de janvier 1999 et en septembre 2001 son niveau le plus haut qui est supérieur de 16,2% à la valeur de décembre 2002.

L’évolution du paramètre Nc lors de la période considérée est principalement liée à l’évolution du prix du gaz, qui a atteint un niveau très bas en 1999, mais qui a plus que doublé vers 2001. La libéralisation du marché de l’électricité en Belgique a donc coïncidé plus ou moins avec une forte baisse du prix du gaz, qui en 2000 et en 2001 a subi une forte hausse.

16 Il s’agit des indices de prix des divisions 2 (produits minéraux non énergétiques et produits chimiques) et 3 (métaux, constructions mécaniques et électriques) de l’indice des prix de la production

Figure 5 :

Evolution des paramètres Ne et Nc 1999-2002

0,80 0,90 1,00 1,10 1,20 1,30 1,40

1 5 9 13 17 21 25 29 33 37 41 45

Mois

Valeur des paramètres

Nc Ne

III.3. Cotisations, redevances et obligations

30. Lors de la période considérée, outre la Taxe sur la Valeur Ajoutée (21%), trois autres redevances ont été imputées en sus du prix de l’électricité: la cotisation sur l’énergie, la cotisation pour la CREG et la surcharge pour les obligations sociales de service public.

31. La cotisation sur l‘énergie a été instaurée par la loi du 22 juillet 1993 visant à appliquer une cotisation sur l’énergie en vue de préserver la capacité de concurrence et l’emploi. En ce qui concerne le secteur de l’électricité, elle ne s’appliquait qu’aux tarifs basse tension. L’Administration des douanes et accises était chargée de lever, de percevoir et de contrôler la cotisation sur l’énergie. Le produit de la cotisation était octroyé au Fonds d’équilibre financier de la sécurité sociale. La cotisation s’élevait à 0,13634 €cts/kWh.

32. La surcharge destinée au fonctionnement de la CREG est imposée chaque année par un arrêté royal en application de l’article 25, §3, de la loi sur l’électricité. Pour l’année 2001, cette surcharge a été imputée de février à décembre 2001 et elle s’est élevée à 0,0125

€cts/kWh et pour l’année 2002, elle a été imputée d’août à décembre 2002 et elle s’est élevée à 0,02492 €cts/kWh.

33. La surcharge destinée au financement des obligations sociales de service public a été instaurée par l’arrêté royal du 11 octobre 2002 relatif aux obligations de service public au sein du marché de l’électricité (ci-après dénommé l’arrêté royal du 11 octobre 2002). Cet arrêté royal prévoit de prélever une surcharge par kWh en plus des tarifs visés à l’article 12 de la loi sur l’électricité, à l’exception des tarifs pour le transit ou l’importation d’électricité. La surcharge pour 2002 a été calculée en divisant un montant de 24.789.352 € par la quantité de kWh fournis au cours du quatrième trimestre de l’année 2000. La surcharge est due par le consommateur final et est imputée par le gestionnaire du réseau de transport. La recette de la redevance est destinée à un fonds qui est géré par la CREG. Une surcharge de 0,09571

€cts/kWh a ainsi été imputée pour les trois derniers mois de 2002.

34. Bien que cette étude ne concerne que le prix de l’électricité jusque fin décembre 2002, on fait référence à la cotisation fédérale qui a été instaurée par l’article 432 de la loi programme du 24 décembre 2002 (ci-après dénommée la loi programme). La loi programme a en effet complété l’article 12 de la loi sur l’électricité par la disposition suivante:

”§ 5. Une surcharge, dénommée « cotisation fédérale » et destinée au financement de certaines obligations de service public et des coûts liés à la régulation et au contrôle du marché de l’électricité, est prélevée sur les tarifs visés au § 1 par le gestionnaire du réseau à charge des utilisateurs du réseau, qui peuvent la répercuter sur les clients finals. Le produit de cette surcharge est affecté:

1° au financement des obligations résultant de la dénucléarisation des sites nucléaires BP1 et BP2 à Mol-Dessel, ainsi que du traitement, du conditionnement, de l'entreposage et de l’évacuation des déchets radioactifs accumulés, y compris les déchets accumulés, y compris les déchets radioactifs résultant de la dénucléarisation des installations, afférents aux activités nucléaires sur ces sites;

2° au financement partiel des frais de fonctionnement de la commission visés à l’article 25, § 3, et ceci nonobstant les autres dispositions de l’article 25, § 3;

3° au financement partiel de la mise en œuvre des mesures de guidance et d’aide sociale en matière d’énergie prévues dans la loi du 4 septembre 2002 visant à confier aux centres publics d’aide sociale la mission de guidance et d’aide sociale financière dans le cadre de la fourniture d’énergie aux personnes les plus démunies;

4° au financement de la politique fédérale de réduction des émissions de gaz à effet de serre en vue du respect des engagements internationaux de la Belgique en matière de protection de l’environnement et de développement durable.

La part d’électricité fournie à des clients finals et produite à partir de sources d’énergie renouvelables ou d’unités de cogénération de qualité est exonérée de la partie de la surcharge visée aux 1° et 4°. Le Roi arrête les modalités d’application de l’exonération.”

35. Par conséquent, cette cotisation fédérale remplace deux redevances qui actuellement sont encore appliquées aux tarifs d’électricité: la surcharge pour les frais de fonctionnement de la CREG et la surcharge pour le financement des obligations sociales de service public, et y ajoute deux éléments, à savoir le fonds Kyoto et la dénucléarisation des sites nucléaires BP1 et BP2.

Les montants dont il s’agit ont été fixés comme suit dans l’arrêté royal du 24 mars 2003 déterminant les modalités de la cotisation fédérale destinée au financement de certaines obligations de service public et des coûts liés à la régulation et au contrôle du marché de l’électricité pour l’année 2003:

- obligations sociales de service public (application proprement dite de l’arrêté royal du 11 octobre 2002): 24.789.352,00 € (à indexer);

- CREG: 8.004.000,00 €;

- financement de la politique fédérale visant à réduire les émissions des gaz à effet de serre:

€25.000.000,00;

- dénucléarisation de BP1 et BP2: 38.000.000,00 €.

36. Ces montants doivent être perçus sous la forme d’une surcharge par kWh transporté sur le réseau de transport, à l’exclusion du transit, la quantité de kWh transportés sur le réseau de transport étant égale à la quantité totale de kWh injectés dans le réseau de transport, après déduction de 5% correspondant à la moyenne des pertes du réseau et, pour le montant concernant la dénucléarisation des sites nucléaires et le fonds Kyoto, la quantité de kWh transportés qui sont produits en utilisant des sources d’énergie renouvelables ou des unités de cogénération de qualité, qui sont exonérées de la cotisation.

Rien que sur la base du montant que la cotisation doit rapporter, on peut affirmer que la cotisation fédérale signifiera plus qu’un doublement par rapport aux deux redevances qui ont été instaurées après 1999, soit la surcharge pour le financement des obligations sociales de service public et la surcharge pour le fonctionnement de la CREG.

37. La loi programme prévoit en outre à l’article 431 l’insertion d’un article 12bis dans la loi sur l’électricité qui établit que:

”Sans préjudice des dispositions de l’article 12, le gestionnaire de réseau versera annuellement un montant aux communes. Par arrêté délibéré en Conseil des Ministres et après concertation avec les Régions, le Roi fixe la répartition entre les communes. Par arrêté délibéré en Conseil des Ministres, le Roi fixe le montant, les

modalités et la manière dont le gestionnaire de réseau doit en intégrer le coût dans les tarifs.”

De la discussion du projet de loi, il ressort que le dessein de cette disposition est de donner une compensation aux communes pour la perte des revenus provenant des dividendes immatériels dont elles jouissaient avant la libéralisation du marché de l’électricité. Comme le financement des communes est une compétence régionale, le dossier a été inscrit à l’ordre du jour du Comité de concertation entre les autorités fédérales et les régions. L’ampleur de la compensation nécessaire et donc l’importance que la cotisation doit avoir, dépendent de la rémunération équitable des capitaux investis qui figure dans les tarifs de distribution devant encore être approuvés par la CREG.

38. Par ailleurs, il y a encore un projet d’arrêté royal visant à établir les modalités de financement du coût réel net des tarifs applicables aux clients protégés sur le marché de l’électricité, qui prévoit une surcharge sur les tarifs en matière de transport en vue de financer les coûts des tarifs maximums fixés, en application de l’article 20, §2, de la loi sur l’électricité, pour les clients protégés. Le coût de cette mesure est estimé sur une base annuelle à 15.840.000,00 € et, en tant que tel, il figure déjà dans les tarifs actuellement appliqués qui ont été fixés par le CCEG.

39. Pour être complet, il convient encore de signaler que le décret du 17 juillet 2001, contenant l’organisation du marché de l’électricité (ci-après dénommé le décret flamand sur l’électricité) instaure à l’article 38 une taxe sur l’exploitation d’un réseau de distribution, à compter d’une date à déterminer par le Gouvernement flamand, dont le montant est fixé de telle sorte que les frais du VREG sont couverts. Jusqu’à présent, le Gouvernement flamand n’a encore fixé aucune date d’entrée en vigueur pour cette taxe.

La Région wallonne prévoit, elle aussi, à l’article 46, §3, du décret du 12 avril 2001 relatif à l’organisation du marché régional de l’électricité, une taxe par kWh transporté en vue de financer l’instance de régulation régionale CWAPE. L’arrêté d’exécution nécessaire n’a pas encore été adopté, lui non plus, pour cette cotisation.

40. Toutes les obligations imposées par les différentes autorités en Belgique, qui ont ou auront un impact sur le prix de l’électricité, ne s’inscrivent cependant pas toutes sous la rubrique des redevances. Ainsi en est-il, par exemple, de l’obligation d’accomplir des actions URE débouchant sur une économie de 1% sur l’électricité transportée qui est imposée par

l’arrêté du Gouvernement flamand du 29 octobre 2002 en matière d’obligations de service public en vue de favoriser l’URE (ci-après dénommé l’arrêté du 29 mars 2002). Ces actions sont estimées à 14.756.667,71 € pour les intercommunales mixtes en 2003, ce qui, en tablant sur une part de marché de 80% pour les intercommunales mixtes, signifierait un coût de 18.445.834,00 € pour le total du marché. Ces actions devront être poursuivies chaque année. Ces coûts sont repris dans les tarifs et n’apparaissent pas comme des redevances.

De surcroît, le Gouvernement flamand a aussi approuvé un projet d’arrêté visant à modifier celui du 29 mars 2002, qui fait application de la ‘résolution Glorieux’, dans le cadre de laquelle un bon doit être remis à chaque membre de chaque famille en Flandre entre 2004 et 2006 en vue d’acheter une lampe économique, une pomme de douche économique ou un compteur d’énergie. En ce qui concerne les intercommunales mixtes, cette mesure a été estimée à 19.410.062,00 €, ce qui pour l’ensemble du secteur peut être évalué à 24.262.578,00 €.

41. Signalons encore le coût des certificats d’électricité verte, qui est estimé à 106.000.000,00 € lors de la première année, mais qui va ensuite grimper jusqu’à 677.000.000,00 € au cours de la huitième année. Les certificats de cogénération, qui seraient instaurés en Flandre à partir de 2003, coûteraient la première année 108.000.000,00 € pour ensuite passer à 152.000.000,00 € au cours de la deuxième année et à 204.000.000,00 € au cours de la dixième année. De plus, il y a encore les frais pour le transport gratuit de l’électricité verte, imposé par l’article 15 du décret flamand de l’électricité, pour lesquels aucune estimation n’est connue.

42. L’énumération qui précède n’est pas nécessairement complète. C’est ainsi qu’il n’est pas encore tenu compte des obligations sociales de service public ainsi que des paramètres budgétaires. Elle reflète toutefois bien tout ce qui peut être imputé sur le prix de l’électricité.

43. L’impact de la plupart de ces mesures s’inscrit toutefois dans une période qui se situe en dehors de l’objet de cette étude. La seule chose qui peut être établie, c’est que l’impact des obligations de service public augmente.

IV. Les clients entrant en ligne de compte

44. En ce qui concerne les clients ayant une consommation de plus de 20 GWh, on a rassemblé à partir des données fournies par la S.A. ELECTRABEL, celles relatives aux clients entrant en ligne de compte sur la base de leur consommation en 2002; en d’autres termes, un consommateur qui consomme plus de 100 GWh en 2002 est indiqué comme entrant en ligne de compte à partir de 1999 et inversement, un consommateur qui n’a pas consommé 100 GWh en 2002 est considéré comme n’entrant pas en ligne de compte en 1999. Pour les clients ayant une consommation supérieure à 20 GWh par an, le tableau 8 fournit un index qui représente l’évolution des prix moyens calculés par catégorie de consommation ainsi que la même évolution lorsque les prix sont corrigés en ce qui concerne le paramètre d’indexation du carburant (Nc), en établissant celui-ci à la valeur atteinte en janvier 1999. Les figures 6 et 7 représentent les mêmes évolutions sous la forme d’un graphique. Il convient encore de remarquer que les données de la S.A. ELECTRABEL (tout comme celles de la N.V. LUMINUS du reste) fournissent des prix tout compris, soit notamment le coût du transport.

Il en ressort que les prix pour les consommateurs ayant une consommation supérieure à 20 GWh présentent une évolution qui diminue légèrement de 1999 à 2000, mais qui ensuite augmente de nouveau dans toutes les subdivisions. Lorsque le paramètre du carburant est maintenu à la valeur atteinte en janvier 1999, la diminution des prix constatée est plus prononcée et se poursuit jusqu’en 2001. En revanche, l’augmentation des prix est encore beaucoup plus marquée à partir de 2002.

Tableau 8. Evolution des prix applicables aux clients éligibles >20GWh de 1999 à 2002

Prix clients libres >20GW (€/kWh)- indice sur base 1999

Consommation t 1999 2000 2001 2002

Nc 1/1999 Nc 1/1999 Nc 1/1999 Nc 1/1999

20-100GWh 4156223808 100,00 100,00 76,9440 100,5813 81,8167

100-250GWh 5664311409 100,00 100,2055 89,93747 76,4090 91,8386 70,6643 98,4254 80,0630 250-500GWh 3462168608 100,00 100,2055 97,32968 82,6892 99,0489 76,2122 106,0265 86,2460 500-750GWh 2763960333 100,00 100,2055 96,7161 82,1680 104,6157 80,4955 105,4312 85,7618 750-1000 GWh 949441144 100,00 100,2055 95,60825 81,2268 97,0249 74,6549 110,4500 89,8443

>1000GWh 9747721673 100,00 100,2055 92,01492 78,1739 94,7682 72,9184 95,9106 78,0173

Figure 6

Evolution des prix pour les clients libres avec une consommation supérieure à 20 GWh

85,00 87,50 90,00 92,50 95,00 97,50 100,00 102,50 105,00 107,50 110,00 112,50

1999 2000

indice

20-100GWh 100-250GWh 250-500GWh 500-750GWh 750-1000 GWh

>1000GWh

Figure 7

Evolution des prix pour les clients libres avec une consommation supérieure à 20 GWh Valeur Nc

janvier 1999

68,0000 70,5000 73,0000 75,5000 78,0000 80,5000 83,0000 85,5000 88,0000 90,5000 93,0000 95,5000 98,0000 100,5000 103,0000

1999 2000

indice

20-100GWh 100-250GWh 250-500GWh 500-750GWh 750-1000 GWh

>1000GWh

45. Les données obtenues auprès de deux fournisseurs ont été réunies au sein du tableau 7 en ce qui concerne les clients avec une consommation supérieure à 1 GWh qui, en Flandre, entrent en ligne de compte à partir du 1^er janvier 2002. Ces données ne portent naturellement que sur l’année 2002 et ne permettent dont pas de dégager une évolution.

Tableau 7

Prix clients libres >1GWH, <20GWh en 2002 (€/kWh)

Catégorie €/kWh

1-10 GWh 0,072688

>10 GWh 0,060478

V. Conclusion

46. Les tarifs appliqués aux clients liés montrent au cours de la période concernée, entre 1999 et 2002, une tendance manifeste à la baisse, surtout en raison des mesures tarifaires explicites, dont l’effet est partiellement réduit par la hausse des cotisations et par l’évolution des paramètres Ne et Nc. La diminution n’atteint cependant pas une baisse moyenne de 3.000 BEF (74,37 €) de la facture pour les clients résidentiels qui était l’objectif de la décision du Gouvernement du 5 avril 2002.

En ce qui concerne les clients entrant en ligne de compte, une baisse des prix est constatée entre 1999 et 2000, ensuite les prix augmentent de nouveau.

aaaa

Pour la Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz:

Guido CAMPS Directeur

Christine VANDERVEEREN Président du Comité de direction