Commission de Régulation de l’Electricité et du Gaz Rue de l’Industrie 26-38
1040 Bruxelles Tél. : 02 289 76 11 Fax : 02 289 76 99
COMMISSION DE REGULATION DE L’ELECTRICITE ET DU GAZ
RAPPORT
TE2008
relatif aux
‘tarifs du réseau de distribution appliqués par les gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité au cours de l’exercice d’exploitation 2008’
adopté en application de l’article 12 de l’arrêté royal du 11 juillet 2002 relatif à la structure tarifaire générale et aux principes de base et procédures en matière de tarifs de raccordement aux réseaux de distribution et d'utilisation de ceux-ci, de services auxiliaires fournis par les gestionnaires de ces réseaux et en matière de comptabilité des gestionnaires des réseaux de distribution d'électricité
19 mars 2009
TABLE DES MATIERES
TABLE DES MATIERES... 2
1. INTRODUCTION ... 5
2. LA PROCEDURE ... 7
Tableau 1. Aperçu du déroulement de la procédure dans le cadre du traitement des propositions tarifaires pour l’exercice d’exploitation 2008 ... 8
2.1. La proposition tarifaire initiale (1) ... 9
2.2. Renseignements complémentaires (3) ... 11
2.3. Décisions relatives aux propositions tarifaires initiales (4) ... 11
2.4. Séance d’audition (5) ... 11
2.5. La proposition tarifaire adaptée (6) ... 12
2.6. Décisions relatives aux propositions tarifaires adaptées (7) ... 12
2.7. Les prolongations de la validité des tarifs provisoires (8, 9 & 10) ... 13
2.8. Publication des tarifs ... 14
2.9. Evolution des tarifs 2007-2008 ... 15
Tableau 2. Tarifs de réseau de distribution approuvés ou fixés provisoirement par la CREG en 2007 et en 2008 (€/kWh) ... 15
Figure 1. Aperçu des éléments déterminants de la hausse de prix 2007-2008 du tarif du réseau de distribution pour un consommateur résidentiel en Flandre ... 16
Figure 2. Aperçu des éléments déterminants de la hausse de prix 2007-2008 du tarif du réseau de distribution pour un consommateur résidentiel en Wallonie ... 17
3. REMARQUES DE LA CREG ... 19
3.1. Les paramètres de la rémunération équitable ... 19
3.2. Data Envelopment Analysis ... 19
3.3. L’excédent d’exploitation de l’année 2006 ... 21
3.4. Coûts de la compensation des pertes du réseau (services auxiliaires) ... 23
3.5. Les obligations de service public ... 24
4. TARIFS ... 28
Tableau 3. Budgets portés en compte (€) ... 28
Tableau 4. Clients-types Eurostat ... 29
Tableau 5. Clients-types résidentiels belges ... 30
4.1. La Flandre ... 31
Figure 3. Clients Da Gestionnaires de réseaux de distribution mixtes flamands (€/an) ... 31
Figure 4. Clients Da Gestionnaires de réseaux de distribution purs flamands (€/an) ... 31
Figure 5. Clients Db Gestionnaires de réseaux de distribution mixtes flamands (€/an) ... 32
Figure 6. Clients Db Gestionnaires de réseaux de distribution purs flamands (€/an) ... 32
Figure 7. Clients Dc Gestionnaires de réseaux de distribution mixtes flamands (€/an) ... 33
Figure 8. Clients Dc Gestionnaires de réseaux de distribution purs flamands (€/an) ... 33
Figure 9. Clients Dd Gestionnaires de réseaux de distribution mixtes flamands (€/an) ... 34
Figure 10. Clients Dd Gestionnaires de réseaux de distribution purs flamands (€/an) ... 34
Figure 11. Clients De Gestionnaires de réseaux de distribution mixtes flamands (€/an) ... 35
Figure 12. Clients De Gestionnaires de réseaux de distribution purs flamands (€/an) ... 35
Figure 13. Clients Ib Gestionnaires de réseaux de distribution mixtes flamands (€/an) ... 36
Figure 14. Clients Ib Gestionnaires de réseaux de distribution purs flamands (€/an) ... 36
Figure 15. Clients Id Gestionnaires de réseaux de distribution mixtes flamands (€/an) ... 37
Figure 16. Clients Id Gestionnaires de réseaux de distribution purs flamands (€/an) ... 37
Figure 17. Clients Ih1 Gestionnaires de réseaux de distribution mixtes flamands (€/an) ... 38
Figure 18. Clients Ih1 Gestionnaires de réseaux de distribution purs flamands (€/an) ... 38
4.2. La Wallonie ... 39
Figure 19. Clients Da Gestionnaires de réseaux de distribution mixtes wallons (€/an) ... 39
Figure 20. Clients Da Gestionnaires de réseaux de distribution purs wallons (€/an) ... 39
Figure 21. Clients Db Gestionnaires de réseaux de distribution mixtes wallons (€/an) ... 40
Figure 22. Clients Db Gestionnaires de réseaux de distribution purs wallons (€/an) ... 40
Figure 23. Clients Dc Gestionnaires de réseaux de distribution mixtes wallons (€/an) ... 41
Figure 24. Clients Dc Gestionnaires de réseaux de distribution purs wallons (€/an) ... 41
Figure 25. Clients Dd Gestionnaires de réseaux de distribution mixtes wallons (€/an) ... 42
Figure 26. Clients Dd Gestionnaires de réseaux de distribution purs wallons (€/an) ... 42
Figure 27. Clients De Gestionnaires de réseaux de distribution mixtes wallons (€/an) ... 43
Figure 28. Clients De Gestionnaires de réseaux de distribution purs wallons (€/an) ... 43
Figure 29. Clients Ib Gestionnaires de réseaux de distribution mixtes wallons (€/an) ... 44
Figure 30. Clients Ib Gestionnaires de réseaux de distribution purs wallons (€/an) ... 44
Figure 31. Clients Id Gestionnaires de réseaux de distribution mixtes wallons (€/an) ... 45
Figure 32. Clients Id Gestionnaires de réseaux de distribution purs wallons (€/an) ... 45
Figure 33. Clients Ih1 Gestionnaires de réseaux de distribution mixtes wallons (€/an) ... 46
Figure 34. Clients Ih1 Gestionnaires de réseaux de distribution purs wallons (€/an)... 46
4.3. Bruxelles ... 47
Figure 35. Clients Da Gestionnaires de réseaux de distribution bruxellois (€/an) ... 47
Figure 36. Clients Db Gestionnaires de réseaux de distribution bruxellois (€/an) ... 47
Figure 37. Clients Dc Gestionnaires de réseaux de distribution bruxellois (€/an)... 48
Figure 38. Clients Dd Gestionnaires de réseaux de distribution bruxellois (€/an) ... 48
Figure 39. Clients De Gestionnaires de réseaux de distribution bruxellois (€/an) ... 49
Figure 40. Clients Ib Gestionnaires de réseaux de distribution bruxellois (€/an) ... 49
Figure 41. Clients Id Gestionnaires de réseaux de distribution bruxellois (€/an) ... 50
Figure 42. Clients Ih1 Gestionnaires de réseaux de distribution bruxellois (€/an) ... 50
4.4. Ordre de tous les gestionnaires de réseaux pour les clients ld et Dc 2008 ... 51
Figure 43. Ordre des gestionnaires de réseaux pour les clients résidentiels (Dc) (€/an) ... 51
Figure 44. Ordre des gestionnaires de réseaux pour les clients industriels (Id) (€/an) ... 51
5. CONCLUSION ... 52
1. INTRODUCTION
La COMMISSION de REGULATION de l’ELECTRICITE et du GAZ (CREG) présente ci- après le rapport relatif aux tarifs de réseau de distribution appliqués par les gestionnaires de réseaux de distribution au cours de l’exercice d’exploitation 2008. Il s’agit du dernier rapport relatif aux tarifs de réseau de distribution qui relève de l’article 12 de l’arrêté royal du 11 juillet 20021 avec une période régulatoire d'un an, tarifs annuels en cas d'approbation de la proposition tarifaire accompagnée du budget du gestionnaire de réseau de distribution et tarifs trimestriels dans l’autre cas. De cette manière, la CREG répond à l’obligation fixée à l’article 12 de l’arrêté royal du 11 juillet 2002. A partir de 2009, une période régulatoire dure quatre ans et est suivie de l’obligation de rapport au ministre figurant dans l’arrêté royal du 2 septembre 2008 (Moniteur du 12 septembre 2008) relatif aux règles en matière de fixation et de contrôle du revenu total et de la marge bénéficiaire équitable, de la structure tarifaire générale, du solde entre les coûts et les recettes et des principes de base et procédures en matière de proposition et d'approbation des tarifs, du rapport et de la maîtrise des coûts par les gestionnaires des réseaux de distribution d'électricité. L’article 25 de cet arrêté royal stipule ce qui suit à ce sujet:
“Art. 25. Dans les six mois qui suivent l’échéance de la période régulatoire, la commission soumet au ministre un rapport relatif aux tarifs visés à l’article 24 du présent arrêté qui ont été appliqués pendant la période régulatoire précédente. Le ministre communique ce rapport aux Chambres législatives fédérales et aux gouvernements régionaux. Il veille à une publication adéquate du rapport. La commission transmet ce rapport à chaque gestionnaire de réseau de distribution par le biais d'un courrier recommandé.“
Le Comité de direction de la CREG a approuvé le présent rapport lors de sa réunion du 19 mars 2009.
Le rapport se compose de cinq parties : I. l’introduction;
II. le déroulement de la procédure tarifaire;
III. les principales remarques de fond de la CREG par rapport aux propositions tarifaires, en ce compris les adaptations souhaitées, afin que les propositions respectent les dispositions légales;
1 Arrêté royal du 11 juillet 2002 relatif à la structure tarifaire générale et aux principes de base et procédures en matière de tarifs de raccordement aux réseaux de distribution et d'utilisation de ceux-ci, de services auxiliaires fournis par les gestionnaires de ces réseaux et en matière de comptabilité des gestionnaires des réseaux de distribution d'électricité (ci-après : l’arrêté royal du 11 juillet 2002).
IV. le récapitulatif des tarifs imposés ou approuvés par la CREG, en ce compris l’impact financier des tarifs proposés sur les utilisateurs de réseau types;
V. une brève conclusion.
2. LA PROCEDURE
Le Tableau 1 de la page suivante donne un aperçu du déroulement de la procédure dans le cadre du traitement des propositions tarifaires accompagnées du budget pour l’exercice d’exploitation 2008.
Tableau 1. Aperçu du déroulement de la procédure dans le cadre du traitement des propositions tarifaires pour l’exercice d’exploitation 2008
INTERCOMMUNALE TYPE (1) PROPOSITION TARIFAIRE (2) LETTRE INCOMPLET (3) INFORMATIONS COMPLEMENTAIRES (4) DECISION (5) AUDITION (6) PROPOSITION ADAPTEE (7) DECISION DEFINITIVE (8) 1e PROLONGATION (9) 2e PROLONGATION (10) 3e PROLONGATION
AGEM PF 28/09/2007 10/10/2007 26/10/2007 22/11/2007 NA 7/12/2007 19/12/2007 NA NA NA
AIEG PW 28/09/2007 10/10/2007 26/10/2007 22/11/2007 NA 6/12/2007 19/12/2007 NA NA NA
AIESH PW 28/09/2007 10/10/2007 26/10/2007 22/11/2007 NA 6/12/2007 19/12/2007 NA NA NA
TECTEO PW 1/10/2007 10/10/2007 26/10/2007 22/11/2007 6/12/2007 7/12/2007 19/12/2007 6/03/2008 12/06/2008 25/09/2008 DNB BA PF 27/09/2007 10/10/2007 25/10/2007 22/11/2007 6/12/2007 7/12/2007 19/12/2007 20/03/2008 26/06/2008 25/09/2008 EV/GHA PF 27/09/2007 10/10/2007 26/10/2007 22/11/2007 6/12/2007 6/12/2007 19/12/2007 20/03/2008 26/06/2008 25/09/2008 GASELWEST MF 1/10/2007 10/10/2007 25/10/2007 22/11/2007 6/12/2007 7/12/2007 19/12/2007 NA NA NA
IDEG MW 28/09/2007 10/10/2007 26/10/2007 22/11/2007 NA 7/12/2007 19/12/2007 NA NA NA
IEH MW 28/09/2007 10/10/2007 26/10/2007 22/11/2007 NA 7/12/2007 19/12/2007 NA NA NA
IMEA MF 1/10/2007 10/10/2007 25/10/2007 22/11/2007 6/12/2007 7/12/2007 19/12/2007 NA NA NA IMEWO MF 1/10/2007 10/10/2007 25/10/2007 22/11/2007 6/12/2007 7/12/2007 19/12/2007 NA NA NA INTER ENERGA PF 1/10/2007 10/10/2007 26/10/2007 22/11/2007 6/12/2007 10/12/2007 19/12/2007 20/03/2008 26/06/2008 25/09/2008 INTEREST MW 28/09/2007 10/10/2007 26/10/2007 22/11/2007 NA 7/12/2007 19/12/2007 NA NA NA INTERGEM MF 1/10/2007 10/10/2007 25/10/2007 22/11/2007 6/12/2007 7/12/2007 19/12/2007 NA NA NA INTERLUX MW 28/09/2007 10/10/2007 26/10/2007 22/11/2007 NA 7/12/2007 19/12/2007 NA NA NA INTERMOSANE MW 28/09/2007 10/10/2007 26/10/2007 22/11/2007 NA 7/12/2007 19/12/2007 NA NA NA IVEG PF 1/10/2007 10/10/2007 26/10/2007 22/11/2007 6/12/2007 10/12/2007 19/12/2007 20/03/2008 26/06/2008 25/09/2008 IVEKA MF 1/10/2007 10/10/2007 25/10/2007 22/11/2007 6/12/2007 7/12/2007 19/12/2007 NA NA NA IVERLEK MF 1/10/2007 10/10/2007 25/10/2007 22/11/2007 6/12/2007 7/12/2007 19/12/2007 NA NA NA PBE PF 28/09/2007 10/10/2007 26/10/2007 22/11/2007 6/12/2007 7/12/2007 19/12/2007 20/03/2008 26/06/2008 25/09/2008
SEDILEC MW 28/09/2007 10/10/2007 26/10/2007 22/11/2007 NA 7/12/2007 19/12/2007 NA NA NA
SIBELGA MB 1/10/2007 10/10/2007 26/10/2007 22/11/2007 NA 7/12/2007 19/12/2007 NA NA NA
La procédure à suivre lors de la soumission et du traitement des propositions tarifaires accompagnées du budget est décrite au chapitre III, articles 9 et 10, de l’arrêté royal du 11 juillet 2002:
“Art. 9. § 1er. Chaque gestionnaire de réseau de distribution doit introduire sa proposition tarifaire accompagnée du budget pour l'exercice suivant, auprès de la commission le 30 septembre de chaque année au plus tard.
La proposition tarifaire accompagnée du budget est transmise par porteur avec accusé de réception à la commission.
§ 2. Dans les quinze jours calendrier suivant la réception de la proposition tarifaire accompagnée du budget, la commission confirme au gestionnaire de réseau de distribution concerné, par porteur avec accusé de réception, que le dossier est complet ou elle lui fait parvenir une liste des informations complémentaires qu'il devra fournir.
Dans les quinze jours calendrier suivant la réception de la confirmation ou de la liste mentionnée au précédent alinéa lui demandant de fournir des informations complémentaires, le gestionnaire de réseau de distribution concerné transmet ces informations à la commission, par porteur avec accusé de réception.
La commission entend le gestionnaire de réseau de distribution concerné dans le délai visé au deuxième alinéa lorsque celui-ci le demande.
§ 3. Dans les trente jours calendrier suivant la réception de la proposition tarifaire accompagnée du budget ou, le cas échéant, suivant la réception des informations complémentaires, la commission informe le gestionnaire de réseau de distribution concerné, par lettre recommandée de la poste, de sa décision motivée d'approuver ou de refuser la proposition tarifaire.
Dans sa décision de refus, la commission mentionne les points de la proposition tarifaire accompagnée du budget que le gestionnaire de réseau de distribution concerné devra adapter pour obtenir l'approbation de la commission.
§ 4. Si la commission refuse la proposition tarifaire du gestionnaire de réseau de distribution concerné, le gestionnaire de réseau de distribution doit introduire auprès de la commission sa nouvelle proposition tarifaire accompagnée du budget adaptée dans les quinze jours calendrier suivant la réception de la décision de refus, conformément a la procédure visée au § 1er, alinéa 2 . Dans le délai visé à l'alinéa 1er, la commission entend le gestionnaire de réseau de distribution concerné à sa demande.
Dans les quinze jours calendrier suivant la réception de la proposition tarifaire accompagnée du budget adaptée, la commission informe le gestionnaire de réseau de distribution concerné, par lettre recommandée de la poste, de sa décision d'approuver ou de refuser la proposition tarifaire remaniée.
Art. 10. La commission peut approuver, pour une période de trois mois renouvelable, des tarifs provisoires que le gestionnaire de réseau de distribution concerné devra appliquer si ce gestionnaire de réseau de distribution ne respecte pas ses obligations dans les délais qui lui sont imposés aux articles 9 et 27 ou si la commission a décidé de refuser la proposition tarifaire ou la proposition tarifaire remaniée.
L'alinéa 1er est également d'application lorsque le gestionnaire de réseau de distribution concerné ne soumet pas son plan comptable à la commission dans le délai qui lui est imposé par l'article 21 ou lorsque la commission refuse d'approuver ce plan comptable.“
2.1. La proposition tarifaire initiale (1)
Le 22 août 2007, la CREG a envoyé par e-mail à tous les gestionnaires de réseaux de distribution les instructions relatives à l’établissement des propositions tarifaires. Ces instructions comportent les valeurs des paramètres nécessaires au calcul de la rémunération équitable et du pourcentage de croissance attendu pour l’énergie transportée:
OLO = 3,8045
Prime de risque = 2,54
Bêta = 0,8824
Pourcentage de croissance = 1,5%
La CREG a transmis aux gestionnaires de réseaux de distribution, par lettre datée du 17 septembre 2007, les normes et critères en vue de l’évaluation du caractère raisonnable des coûts.
Etant donné que la date prévue du 30 septembre (art. 9 de l’arrêté royal du 11 juillet 2002) tombait un dimanche en 2007, le premier jour ouvrable suivant, à savoir le lundi 1er octobre 2007, était la date ultime à laquelle les gestionnaires de réseaux de distribution pouvaient introduire la proposition tarifaire initiale accompagnée du budget.
La ‘REGIE DE L’ELECTRICITE DE LA VILLE DE WAVRE’ annonce toutefois, dans sa lettre du 26 septembre 2007 adressée à la CREG, qu’elle ne se sent plus tenue de respecter les délais de l’arrêté royal du 11 juillet 2002. Le gestionnaire de réseau fonde ce raisonnement sur le fait que la cour d’appel de Bruxelles aurait déclaré illégal l’arrêté royal du 11 juillet 2002 dans un arrêt du 4 septembre 2007 relatif à la détermination du bonus/malus pour l’exercice d’exploitation 2005.
Dans sa lettre du 1er octobre 2007 adressée au gestionnaire de réseau précité, la CREG établit que la ‘REGIE DE L’ELECTRICITE DE LA VILLE DE WAVRE’ n’a pas introduit à temps sa proposition tarifaire initiale accompagnée du budget et, par conséquent, n’a pas respecté l’arrêté royal du 11 juillet 2002. La CREG a imposé au gestionnaire de réseau d’introduire à nouveau une proposition tarifaire, pour le mercredi 3 octobre 2007 au plus tard.
A défaut, CREG procèderait à l’imposition d’une amende administrative, certes après avoir entendu le gestionnaire de réseau ou, si nécessaire, l’avoir convoqué, et ce d’après les dispositions de l’article 31 de la loi du 29 avril 1999 relative à l’organisation du marché de l’électricité (ci-après : la loi électricité).
Le 2 octobre 2007, le gestionnaire de réseau a soumis à la CREG sa proposition tarifaire
Dans la procédure ci-après, la CREG s’est toujours basée sur ces premières propositions tarifaires officielles accompagnées du budget.
2.2. Renseignements complémentaires (3)
Après introduction des propositions tarifaires accompagnées du budget, la CREG a constaté que celles-ci étaient incomplètes et ne comportaient pas suffisamment de données pour pouvoir se prononcer sur les tarifs soumis. C’est pourquoi, en application de l’article 9, §2, premier alinéa, de l’arrêté royal du 11 juillet 2002, elle a envoyé à chaque gestionnaire de réseau de distribution une lettre dans laquelle la proposition tarifaire accompagnée du budget est déclarée incomplète et à laquelle une liste de renseignements complémentaires à fournir a été jointe en annexe. Les renseignements complémentaires demandés portaient, d’une part, sur la fixation des tarifs, les éléments requis afin de déterminer la valeur des capitaux investis, et d’autre part, sur l’absence générale de justification constatée pour certains types de coûts.
La CREG a reçu ces renseignements complémentaires de la part de tous les gestionnaires de réseaux de distribution dans le délai légal prévu de quinze jours calendrier. En outre, la CREG a également invité plusieurs gestionnaires de réseaux de distribution, par écrit ou oralement, à lui fournir des informations et des détails supplémentaires concernant les propositions tarifaires accompagnées du budget soumises.
2.3. Décisions relatives aux propositions tarifaires initiales (4)
Sur la base de l’ensemble des éléments fournis et de la communication suivie avec les gestionnaires de réseaux de distribution, la CREG a pris les premières décisions relatives aux propositions tarifaires pour tous les gestionnaires de réseaux de distribution le 22 novembre 2007. Les propositions tarifaires ont toutes été rejetées et une liste a été fournie comportant les points sur lesquels la proposition devait être adaptée afin de recevoir l’approbation de la CREG. Les adaptations demandées portaient notamment sur les pertes de réseau et les obligations de service public.
2.4. Séance d’audition (5)
Dans la lettre d’accompagnement de la décision du 22 novembre 2007, la CREG affirme également que les gestionnaires de réseaux de distribution, en application de l’article 9, §4,
deuxième alinéa, de l’arrêté royal du 11 juillet 2002, pouvaient demander à être entendus par la CREG.
Les gestionnaires de réseaux de distribution mixtes flamands, EV/GHA, DNBBA, INTER- ENERGA, PBE, IVEG, WVEM et TECTEO ont saisi cette opportunité. Lors de ces séances d’audition, les gestionnaires de réseaux de distribution ont pu soumettre leurs remarques et éclaircissements. Un procès-verbal des séances a été rédigé et présenté pour signature aux différentes parties.
2.5. La proposition tarifaire adaptée (6)
L’ensemble des gestionnaires de réseaux de distribution ont introduit une proposition tarifaire adaptée dans laquelle ils ont tenu compte ou non des remarques formulées par la CREG dans les décisions de refus initiales.
Dans ses décisions, la CREG a veillé à ce que les propositions tarifaires adaptées accompagnées du budget soient identiques aux propositions tarifaires initialement introduites et soient uniquement adaptées au niveau des points demandés par la CREG. Les autres modifications n’ont pas été prises en compte, sauf lorsqu’il s’agissait de corrections d’erreurs matérielles ou d’éléments indéfectiblement liés aux adaptations demandées par la CREG.
Dans ce dernier cas, le gestionnaire de réseau de distribution devait démontrer le lien indéfectible.
2.6. Décisions relatives aux propositions tarifaires adaptées (7)
Sur la base d’un examen des propositions tarifaires adaptées accompagnées du budget introduites, la CREG a pris, le 19 décembre 2007, une décision d’approbation ou de rejet des propositions tarifaires adaptées et, en cas de rejet, d’imposition de tarifs provisoires pour tous les gestionnaires de réseaux de distribution.
Il s’est avéré qu’une majorité des gestionnaires de réseaux de distribution, à savoir 18 sur 26, avaient satisfait de manière suffisante aux remarques de la CREG dans leurs
d’autre part, le budget total du gestionnaire de réseau de distribution relatif aux coûts devant être couverts par les tarifs en vigueur pour la puissance souscrite, pour la gestion du système et pour la compensation des pertes de réseau;
les tarifs de la proposition tarifaire adaptée pour la puissance souscrite et/ou pour la gestion du système et/ou la compensation des pertes de réseau ont été diminués du pourcentage obtenu.
2.7. Les prolongations de la validité des tarifs provisoires (8, 9 & 10)
Conformément à l’article 10, alinéa premier, de l’arrêté royal du 11 juillet 2002, la CREG peut imposer des tarifs provisoires pour une période de trois mois renouvelable si elle a décidé de refuser la proposition tarifaire adaptée accompagnée du budget. Dès lors, au cours de l’exercice d’exploitation, la CREG ne peut plus approuver de tarifs définitifs qui seraient d’application pour le reste de l’exercice. En d’autres termes, une fois que des tarifs provisoires ont été approuvés pour le premier trimestre d’une année, l’exercice d’exploitation entier suit le régime des tarifs provisoires, même si les gestionnaires de réseaux de distribution se conforment à l’ensemble des remarques de la CREG dans leurs dossiers d’information suivants.
La plupart des gestionnaires de réseau de distribution qui s’étaient vu imposer des tarifs provisoires ont, au cours de l’année, soumis un dossier d’information à la CREG au terme de chaque période de trois mois. La REGIE DE L’ELECTRICITE DE LA VILLE DE WAVRE, TECTEO, et EV/GHA n’ont pas introduit de nouveaux dossiers d’information, mais ont confirmé leurs positions initiales par courrier et par e-mail. DNBBA, WVEM, INTER- ENERGA, IVEG, et PBE ont encore soumis un dossier d’information à la CREG pour le deuxième trimestre de 2008 mais concernant les deux derniers trimestres, ils se sont aussi contentés d’une lettre dans laquelle ils confirment leur position initiale.
C’est dans ce cadre, c.-à-d. le renouvellement des tarifs provisoires pour une nouvelle période de trois mois, que la CREG a systématiquement décidé, après examen des dossiers d’information introduits, d’approuver les tarifs provisoires pour une nouvelle période de trois mois. La CREG a estimé que les dossiers d’information constituaient des informations utiles pour déterminer, après examen, dans quelle mesure les tarifs provisoires précédemment approuvés devaient éventuellement être adaptés conformément à ces propositions.
2.8. Publication des tarifs
La publication des tarifs approuvés ou imposés est régie comme suit par l’arrêté royal du 11 juillet 2002:
“Art. 11. § 1er. La commission publie sa décision d'approbation de la proposition tarifaire visée à l'article 9 pour l'exercice à venir au Moniteur belge, de même que par voie électronique, dans les plus brefs délais.
§ 2. La commission publie dans les plus brefs délais sa décision visée à l'article 10 au Moniteur belge, de même que par voie électronique.
§ 3. Chaque gestionnaire de réseau de distribution communique dans les plus brefs délais aux utilisateurs du réseau les tarifs approuvés par la commission 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.“
En exécution de cette disposition, la CREG a publié les tarifs au Moniteur Belge ainsi que sur son propre site Internet, en version électronique.
En outre, la CREG a insisté afin que les gestionnaires de réseaux de distribution, afin de faciliter le bon fonctionnement du marché et, notamment, de rendre le calcul des tarifs du réseau de distribution aussi accessible que possible à tout utilisateur du réseau intéressé, mettent à disposition, sur leur site Internet, un module de calcul permettant à tout utilisateur du réseau intéressé de calculer le tarif du réseau de distribution en introduisant ses coordonnées personnelles.
2.9. Evolution des tarifs 2007-2008
Tableau 2. Tarifs de réseau de distribution approuvés ou fixés provisoirement par la CREG en 2007 et en 2008 (€/kWh)
€/kWh
3.500 kWh/an (1) 30.000 kWh/an 1.250.000 kWh/an
GRD 2007 (2) 2008 (2) Δ 2008/2007 2007 (2) 2008 (2) Δ 2008/2007 2007 (2) 2008 (2) Δ 2008/2007
AGEM 0,0452 0,0449 -0,63% 0,0498 0,0376 -24,49% 0,0192 0,0142 -25,81%
AIEG 0,0373 0,0360 -3,55% 0,0474 0,0458 -3,27% 0,0147 0,0154 4,30%
AIESH 0,0532 0,0574 7,90% 0,0432 0,0601 39,02% 0,0167 0,0237 42,01%
DNB BA pas d'application (3) 0,0803 0,0809 0,74% 0,0304 0,0300 -1,40%
EV/GHA 0,0873 0,0881 0,94% 0,0625 0,0650 4,08% 0,0147 0,0160 9,10%
GASELWEST 0,0443 0,0558 25,94% 0,0406 0,0462 13,94% 0,0144 0,0158 9,42%
GASELWEST WA 0,0459 0,0506 10,14% 0,0422 0,0462 9,41% 0,0161 0,0158 -1,98%
IDEG 0,0529 0,0576 8,77% 0,0333 0,0441 32,41% 0,0137 0,0164 19,39%
IEH 0,0465 0,0481 3,38% 0,0373 0,0440 17,81% 0,0150 0,0162 8,03%
IMEA 0,0401 0,0461 14,94% 0,0349 0,0419 20,16% 0,0135 0,0148 9,49%
IMEWO 0,0366 0,0460 25,65% 0,0333 0,0392 17,60% 0,0128 0,0140 9,92%
INTER ENERGA 0,0471 0,0607 29,03% 0,0274 0,0320 16,81% 0,0094 0,0116 22,55%
INTEREST 0,0575 0,0697 21,14% 0,0390 0,0531 36,12% 0,0154 0,0192 24,38%
INTERGEM 0,0403 0,0470 16,63% 0,0329 0,0382 16,03% 0,0123 0,0135 9,21%
INTERLUX 0,0613 0,0676 10,34% 0,0398 0,0486 22,04% 0,0156 0,0176 12,86%
INTERMOSANE 0,0526 0,0602 14,50% 0,0447 0,0537 20,11% 0,0173 0,0202 16,77%
INTERMOSANE FL 0,0690 0,0853 23,52% 0,0453 0,0537 18,49% 0,0179 0,0202 12,77%
IVEG 0,0475 0,0541 13,91% 0,0375 0,0420 12,21% 0,0131 0,0151 15,31%
IVEKA 0,0344 0,0427 24,21% 0,0303 0,0373 22,84% 0,0112 0,0126 11,95%
IVERLEK 0,0401 0,0496 23,61% 0,0318 0,0386 21,59% 0,0122 0,0137 12,77%
PBE 0,0487 0,0592 21,68% 0,0292 0,0347 18,89% 0,0113 0,0142 25,19%
PBE W 0,0416 0,0500 20,08% 0,0290 0,0333 14,90% 0,0125 0,0133 6,06%
SEDILEC 0,0468 0,0505 7,87% 0,0323 0,0399 23,81% 0,0129 0,0147 14,17%
SIBELGA 0,0403 0,0452 12,20% 0,0498 0,0588 18,04% 0,0178 0,0175 -1,82%
SIBELGAS NOORD 0,0246 0,0478 93,96% 0,0231 0,0348 50,48% 0,0096 0,0124 28,97%
SIMOGEL 0,0381 0,0415 9,02% 0,0399 0,0427 7,00% 0,0143 0,0143 -0,05%
TECTEO 0,0405 0,0431 6,64% 0,0483 0,0511 5,84% 0,0153 0,0169 10,98%
WAVRE 0,0250 0,0371 48,09% 0,0342 0,0463 35,10% 0,0145 0,0184 26,97%
WVEM 0,0505 0,0628 24,26% 0,0360 0,0436 21,18% 0,0128 0,0160 25,25%
Moyenne 0,0463 0,0537 18,36% 0,0398 0,0460 17,55% 0,0147 0,0163 12,30%
Résidentiel basse tension Industriel moyenne tension Industriel moyenne tension
(1) Consommation aux heures creuses: 1.900 kWh; kWh gratuits en Flandre non déduits des tarifs.
(2) Tarifs hors prélèvement Elia en Région flamande et hors taxe de voirie en Région wallonne et en Région de Bruxelles-Capitale.
(3) GRD BA ne dessert aucun client résidentiel.
Comme le révèle le Tableau 2, les tarifs appliqués en 2008 sont plus élevés de 18,36% en moyenne, par rapport à 2007, pour les clients résidentiels. Une hausse est également à noter au niveau des clients industriels, de 12,30% pour une consommation de 1.250 MWh par an et de 17,55% pour une consommation de 30 MWh par an.
Les principales raisons à la base de ces hausses tarifaires, lesquelles avaient déjà été annoncées dans le rapport annuel de la CREG pour l'année 20072 sont les suivantes:
l’influence exercée par les arrêts de la cour d’appel de Bruxelles, qui ont un impact sur l’évaluation du caractère raisonnable des coûts et sur la détermination du bonus/malus, la
2 Rapport annuel 2007, point 2.8.4., p. 37.
transaction conclue avec les gestionnaires de réseaux de distribution du secteur mixte et qui a, d’une part, mis un terme à tous les litiges juridiques en cours relatifs aux exercices d’exploitation 2003-2007 et qui a permis de garantir, d'autre part, les diminutions de coût obtenues durant la période 2003-2006 et, enfin, les coûts croissants des obligations de service public et la hausse de l'intérêt sans risque ayant un impact sur la marge bénéficiaire équitable.
Figure 1. Aperçu des éléments déterminants de la hausse de prix 2007-2008 du tarif du réseau de distribution pour un consommateur résidentiel en Flandre
Figure 2. Aperçu des éléments déterminants de la hausse de prix 2007-2008 du tarif du réseau de distribution pour un consommateur résidentiel en Wallonie
Par conséquent, les tarifs du réseau de distribution pour la basse tension ont, en moyenne, dépassé leur niveau de 2003, la première année de leur approbation par le Comité de direction. Les tarifs de la moyenne tension demeurent, d’un point de vue global, inférieurs à leur niveau de 2003 (Voir également point 4. Tarifs).
Dans le cadre de l’analyse et de l’approbation des tarifs de réseau de distribution pour 2008, le Comité de direction a également réalisé une analyse de l’évolution de la facture électricité totale, y compris de l’élément transport et énergie et des prélèvements d’un client résidentiel final3. Il ressortait de cette analyse qu'en 2008, un ménage moyen en Flandre allait devoir payer €100,00 de plus pour sa consommation d’électricité par rapport à l’année précédente.
Pour un ménage wallon, cette hausse s’élevait à €80,00. Le Comité de direction a également joint un certain nombre de pistes à cette analyse (p.ex. l’extension et l’ancrage de certaines compétences légales de la CREG, la suppression de la cotisation fédérale en compensation de la perte de revenus des communes, la proposition de récupération des 'windfall profits'
3 Etude (F)080513-CDC-763. Voir également Partie 1, point 2.10, de ce rapport et le communiqué de presse du 18 janvier 2008 ‘La facture finale du consommateur belge peut être stabilisée, même en présence de prix énergétiques élevés sur les marchés internationaux’, disponible sur www.creg.be
des producteurs d'électricité) qui ont permis d’entraîner la neutralisation des hausses constatées sur les factures des clients finals.
3. REMARQUES DE LA CREG
Cette partie est consacrée aux principales remarques formulées par la CREG au sujet des propositions tarifaires introduites mais ne se veut pas exhaustive.
3.1. Les paramètres de la rémunération équitable
Les paramètres utilisés pour calculer la rémunération équitable pour l’année 2007 sont les suivants :
taux d’intérêt sans risque 3,8045% (a)
prime de risque 2,5400% (b)
le bêta recalculé 0,8824 (c)
facteur d’illiquidité 20% (d)
Ceci entraîne une rémunération de 7,25 % ([(a)+(b)x(c)]x(d)) sur 33 % des CI (= les capitaux investis) et une rémunération de 4,5045% (soit une prime de risque majorée d’une surcharge de crédit de 70 pb, soit 0,038045 + 0,007000 = 0,045045) sur la partie des fonds propres supérieure à 33 % du total du bilan.
Le gestionnaire de réseau de distribution a le droit de récupérer les charges financières effectives qui sont considérées comme raisonnables (embedded cost).
3.2. Data Envelopment Analysis
Le mécanisme tarifaire prévu par l’ancienne loi électricité repose sur la méthode « cost- plus » dans le sens où il implique que les tarifs doivent couvrir les coûts réels de l’activité de distribution et assurer une rémunération équitable des capitaux investis4. Cependant, un système « cost-plus » pur ne stimule pas directement une gestion efficace du réseau puisqu’il garantit la couverture de tous les coûts, y compris ceux qui résultent de l’inefficacité des gestionnaires de réseau5. Pour remédier à cet inconvénient, le législateur impose aux gestionnaires de réseau de distribution de maîtriser au mieux les facteurs déterminant leurs coûts6 et donne à la CREG le pouvoir de refuser la répercussion sur les tarifs des coûts
4 Article 12 de l'ancienne loi électricité.
5 Mémorandum à l’intention du ministre chargé de l’énergie en vue d’une meilleure organisation de la libéralisation des marchés de l’électricité et du gaz, 22 mai 2003, paragraphe 10.
6 Article 22, § 1er, de l’arrêté royal du 11 juillet 2002.
qu’elle juge déraisonnables dans une perspective d’efficacité des gestionnaires de réseaux7. Le système « cost-plus » est donc corrigé.
Afin de pouvoir analyser de manière uniforme et chiffrable les mesures de maîtrise des coûts, la CREG a conçu la méthode « Data Envelopment Analysis (DEA) ». Cette méthode consiste en une analyse belge interne de l'efficacité (entre les gestionnaires de réseaux de distribution, actifs sur le territoire belge), sans avoir recours à des comparaisons étrangères, où le facteur de production (input) est le total des coûts non maîtrisables.
Le modèle repose sur les huit outputs suivants:
énergie transportée8 (total sans pertes de réseau);
énergie transportée (basse tension);
nombre de points d’accès (haute tension);
nombre de points d’accès (basse tension);
puissance maximale;
longueur du circuit (haute tension);
longueur du circuit (basse tension);
nombre de transformateurs.
Pour pouvoir évaluer de façon objective et quantifiée les efforts de maîtrise des coûts, une méthodologie comparable à la méthodologie utilisée dans le cadre des décisions tarifaires pour 2005, 20069 et 2007 a été utilisée. Ce modèle repose sur les principes fondamentaux suivants:
les coûts maîtrisables, exprimés en termes réels et présentés dans le budget pour l’exercice d’exploitation concerné ne peuvent aucunement être supérieurs, en termes réels, aux coûts maîtrisables réels acceptés par la CREG pour l’exercice d’exploitation 2003, soit le premier exercice pour lequel la CREG dispose de chiffres contrôlés et qui donne une indication du niveau de coût acceptable dans le secteur du réseau de distribution;
le gestionnaire de réseau de distribution doit, sur la base d’un exercice de benchmarking par Data Envelopment Analysis (avec des économies d’échelle
7 Article 23 de l’arrêté royal du 11 juillet 2002.
constantes basées sur les coûts réels pour 2003, atteindre le score d’efficience maximal (100 %) ; par conséquent, 100% de l’amélioration de l’efficience doivent avoir été réalisés dans le budget 2008;
afin de comparer les coûts de différentes années, ceux-ci sont exprimés en termes réels de 2003. Pour y arriver, les différents coûts sont déflatés sur la base de l’indice des prix à la consommation10
;
l’effort d’économie annuel total maximal qui peut être demandé d’un gestionnaire de réseau de distribution est limité à 8 % pour l’amélioration de l’efficience.
Cette analyse comparative de coûts entre les différents gestionnaires du réseau de distribution complète l’analyse individuelle de coûts réalisée à partir de chaque dossier soumis à l’approbation de la CREG.
L’analyse DEA a entraîné un rejet global des coûts de €8.650.190.
3.3. L’excédent d’exploitation de l’année 2006
Aux termes de l'article 24, alinéa premier, de l'arrêté royal du 11 juillet 2002, si la CREG constate, lors de son étude du rapport visé à l'article 13, § 3 du même arrêté royal, que les tarifs appliqués au cours de l'exercice concerné ont résulté en un bonus ou un malus, elle en informe immédiatement le gestionnaire de réseau de distribution concerné. Dans les quinze jours calendrier suivant réception de la présente décision, le gestionnaire de réseau de distribution peut transmettre ses remarques à la CREG. Le gestionnaire de réseau de distribution peut également demander à être entendu par la CREG dans le délai susvisé.
Dans les trente jours calendrier suivant l'expiration du délai susvisé, la CREG doit décider de manière définitive si les tarifs ont résulté en un bonus ou un malus. Selon l’article 24, troisième alinéa de l’arrêté royal du 11 juillet 2002, ce bonus ou malus est imputé pour moitié sur les tarifs qui seront applicables au cours de l'exercice d’exploitation suivant l’exercice d’exploitation au cours duquel la CREG a adopté cette décision et pour moitié au gestionnaire de réseau concerné.
Depuis 200711, une modification importante a été instaurée au niveau de la méthode de constatation du bonus/malus. En effet, la Cour d’appel a jugé, dans un certain nombre d’arrêts, que la CREG ne pouvait pas être suivie lorsqu’elle établissait une distinction entre un résultat d’exploitation et un bonus/malus. Selon la Cour, le total de ces deux montants
10 L’indice utilisé provient des perspectives économiques du Bureau fédéral du Plan.
11 Rapport annuel 2007, point 2.7.1., p. 56.
constitue le bonus/malus. De plus, la Cour a jugé que ce bonus/malus constitue la différence entre le résultat réel qui découle de l’application des tarifs approuvés par la CREG et le résultat budgétisé (marge bénéficiaire équitable) couvert par ces tarifs. Ceci implique une interdiction du recalcul ex post de la marge bénéficiaire équitable sur la base de l’évolution réelle des capitaux investis, comme le faisait la CREG les années précédentes.
La CREG s’est conformée à cet arrêt et a, par conséquent, adapté ces principes pour fixer le bonus/malus résultant de l’application des tarifs en 2006 et 2007. La CREG est toutefois d’avis que cette méthode supprime tout encouragement de réduction des coûts auprès des gestionnaires de réseaux de distribution qui, au contraire, se voient incités à surestimer leurs tarifs budgétisés et, en particulier, leurs marges bénéficiaires budgétisées. En outre, la définition du bonus/malus défendue par la Cour d’appel limite en grande partie la compétence d’évaluation du caractère raisonnable des coûts lors de l’examen du rapport annuel.
Dans un certain nombre d’arrêts rendus fin 2008, la Cour d'appel a rétabli partiellement la marge d’évaluation de la CREG en ce qui concerne le contrôle ex post des tarifs. Grâce à cela, la CREG dispose à nouveau de la possibilité de soumettre les coûts rapportés par les gestionnaires de réseaux de distribution à un contrôle ex-post. La Cour affirme néanmoins que ce contrôle du caractère raisonnable ex-post doit se limiter aux coûts qui n’ont pas été approuvés ex-ante. En d’autres termes, la CREG ne peut rejeter aucune dépense ex-post qui, selon le type et l’ampleur, répond à un coût budgétaire qu’elle a approuvé ex-ante. Par conséquent, il s’agit uniquement d’un rétablissement partiel de la marge d’évaluation de la CREG en matière de contrôle ex-post.
En 2007, la CREG a pris pour la quatrième fois des décisions de bonus/malus, notamment au sujet de l’application des tarifs de réseau de distribution imposés ou approuvés pour l’exercice d’exploitation 2006, dans la mesure où les coûts et les revenus concernaient les clients éligibles.
Dans l’optique de l’établissement d’un bonus/malus, l’examen des rapports annuels relatifs à l'exercice d’exploitation 2006 des gestionnaires de réseaux de distribution a été complété, comme les années précédentes, par des contrôles effectués sur place des comptes et de
réseau de distribution de 2008 et, d’autre part, d’un malus aux onze gestionnaires de réseaux restants pour un montant total de €22,7Mio, lequel doit être ajouté aux tarifs de réseau de distribution de 2008. L’un dans l’autre, les tarifs du réseau de distribution (hors surcharges) de 2008 seront donc augmentés de €14,8Mio.
Il y a lieu de noter qu’en ce qui concerne les exercices comptables précédents, la CREG avait constaté un surplus global, lequel devait être déduit des tarifs. Ainsi, pour les exercices comptables 2004 et 2005, un surplus total de, respectivement, €43,5Mio et €35,1Mio avait été déterminé, ce qui a permis de déduire ces montants respectifs des tarifs de 2006 et 2007.
Lors de l’évaluation des propositions tarifaires initiales, la CREG a constaté qu’un certain nombre de gestionnaires de réseaux de distribution n’avaient pas intégré les transferts. La CREG n’a pas pu accepter cela et a décidé que les gestionnaires de réseaux de distribution concernés devaient intégrer les transferts dans la proposition tarifaire adaptée.
3.4. Coûts de la compensation des pertes du réseau (services auxiliaires)
Les coûts de la compensation des pertes de réseau ont fortement augmenté en 2008, tout comme en 2007, pour un certain nombre de gestionnaires de réseaux de distribution (surtout les gestionnaires de réseaux de distribution du secteur pur).
La CREG souhaite souligner que seuls les coûts réels et raisonnables dans le chef des gestionnaires de réseaux de distribution peuvent être pris en considération pour le calcul des tarifs de réseau de distribution. Les prix facturés pour la fourniture de pertes de réseau déterminent en partie les coûts des gestionnaires de réseaux de distribution. Par conséquent, il faut évaluer le caractère raisonnable et réel des coûts des gestionnaires de réseaux de distribution par le biais d'une évaluation du coût réel du producteur.
Dans la proposition tarifaire initiale accompagnée du budget, les coûts de la compensation des pertes de réseau ont augmenté de plus de 25% par rapport à 2007 pour les quatre gestionnaires de réseaux de distribution précités.
Un calcul de l’évolution des tarifs basé sur les anciennes formules d’énergie primaire, indexé en fonction des paramètres Nc et Ne représentatifs de ces coûts, indique que l’augmentation devrait s'élever à environ 6% par rapport à 2007 pour les 10 premiers mois de 2008.
Dans les propositions tarifaires adaptées, la CREG a examiné le caractère raisonnable du coût unitaire (€/MWh) repris de l’énergie à l’aide d’une analyse de benchmarking12. Ainsi, la CREG a comparé ce prix (€/MWh) à des prix similaires fournis par les autres gestionnaires de réseaux de distribution, et plus précisément aux prix des gestionnaires de réseaux présentant les meilleures prestations.
Sur la base de cette analyse, la CREG a constaté que 18 des 25 gestionnaires de réseaux de distribution avaient indiqué un prix unitaire pour l’année 2008 qui était inférieur ou égal à
€60,00/MWh. Ces gestionnaires de réseaux sont localisés sur l’ensemble du territoire belge et présentent tous une taille économique différente. Les gestionnaires de réseaux de distribution offrant les meilleures prestations tiennent compte, dans leurs propositions tarifaires, de prix unitaires situés entre €57,00/MWh et €58,00/MWh.
Le prix unitaire moyen pondéré - la pondération étant réalisée sur la base des volumes des pertes de réseau - s’élève à €60,00/MWh, et ce sur base de la population complète des gestionnaires de réseaux de distribution belges.
Par conséquent, la CREG a décidé, en vertu de cette analyse de benchmarking, que les gestionnaires de réseaux de distribution concernés doivent limiter le prix unitaire de l’énergie achetée pour la compensation des pertes de réseau à €60,00/MWh.
3.5. Les obligations de service public
Il s’agit d’obligations imposées au gestionnaire de réseau qui concernent les aspects socio- économiques, écologiques et techniques de la fourniture d’électricité. L’imposition d’obligations de service public aux gestionnaires de réseaux de distribution flamands trouve sa base légale dans les articles 18bis, 19 et 20 du décret du Gouvernement flamand du 17 juillet 2000 relatif à l’organisation du marché de l’électricité. En vertu de plusieurs arrêtés du Gouvernement flamand, des obligations de service public spécifiques ont été imposées aux gestionnaires de réseaux de distribution flamands. En Région wallonne, elles trouvent leur origine dans les articles 34 et 35 du décret du 12 avril 2001 relatif à l’organisation du marché régional de l’électricité. En Région de Bruxelles-Capitale enfin, les obligations de service public trouvent leur fondement légal principalement à l’article 24 de l’ordonnance du 19 juillet
Les obligations de service public s’accompagnent de coûts pour les différents gestionnaires de réseau de distribution. Les gestionnaires de réseau de distribution intègrent ces coûts dans leurs propositions tarifaires annuelles soumises à la CREG, qui en évalue le caractère raisonnable. Nous trouvons leur répercussion au niveau de la puissance souscrite où ils sont principalement pris en charge par la basse tension, même si une partie se répercute aussi sur les niveaux de tension supérieurs (URE et éclairage public).
Flandre
Les coûts inhérents aux actions URE ont fortement augmenté en 2008 (> 25%). Cette hausse s’explique principalement par l’extension des efforts à financer par les gestionnaires du réseau de distribution et/ou des actions à entreprendre sur le plan de l’utilisation rationnelle de l’énergie, à savoir:
a) à partir de 2008, le gestionnaire de réseau de distribution doit réaliser une économie d’énergie primaire (par kWh) de 0,02 kWh pour les clients résidentiels et de 0,015 kWh pour les clients non résidentiels; les économies d’énergie à réaliser en 2008 augmentent, de ce fait, de plus de 4% par rapport à 2007;
b) au cours de la période 2007-2009, les gestionnaires de réseaux de distribution doivent également réaliser une série de scans énergétiques; la réalisation effective de ces scans a atteint sa vitesse de croisière en 2008;
c) une série de nouvelles actions, auxquelles un coût plus élevé est associé, comme des bons de réduction à l’attention de clients protégés destinés à l’achat de réfrigérateurs et lave- linge à faible consommation énergétique et l’aide apportée sur le plan de la planification et de la mise en œuvre d’une politique énergétique locale.
Wallonie
En Wallonie, les coûts des obligations de service public connaissent une hausse encore plus importante qu’en Flandre par rapport à 2007. La principale cause de la hausse peut être résumée par les points suivants:
coûts liés aux compteurs à prépaiement pour les clients protégés;
l’extension des obligations de service public cause également une forte augmentation du personnel (nombre d'ETP) et des coûts du personnel chargé de l’exécution des obligations de service public.
Bruxelles
A Bruxelles, les obligations de service public (URE, limitateurs de puissance, éclairage public et fourniture minimale) ont augmenté de 12,50% par rapport à 2007. La hausse s'explique pour ainsi dire complètement par la hausse du coût de l'éclairage public.
3.6. La rémunération du capital investi (CI)
La rémunération du capital investi a augmenté en 2008. Cette rémunération se compose de deux éléments : la rémunération des fonds propres et les coûts financiers réels des fonds de tiers (embedded costs). Ce sont surtout ces derniers qui ont connu une hausse importante en 2008. Cette hausse est due principalement à des investissements supplémentaires et à des taux d’intérêts plus élevés pour le financement de ces investissements. L’augmentation de la rémunération des fonds propres s’explique essentiellement par une rente OLO et CI en hausse.
3.7. Adéquation entre les tarifs et les coûts
Le principe d’adéquation entre les coûts et le chiffre d’affaires est clairement exprimé dans une des lignes directrices reprises à l’article 12, §2, 2°, de l’ancienne loi électricité, où il est dit que les tarifs sont orientés en fonction des coûts et permettent au gestionnaire de réseau de couvrir l'ensemble des coûts réels imputables à ses tâches légales.
La CREG a veillé à ce que l’adéquation des coûts avec le chiffre d’affaires soit présentée de telle sorte qu’elle soit elle-même en mesure de contrôler les calculs effectués et de suivre l’incidence d’éventuelles modifications au niveau des coûts.
3.8. Réserve
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 19 décembre 2007 une réserve
une réserve à l’égard de tous ces postes et étudiera plus en détail leur justification et leur caractère raisonnable au cours des années à venir.“
4. TARIFS
Le Tableau 3 ci-dessous donne un aperçu des budgets qui, au terme de la procédure entière d’approbation par la CREG, sont acceptés en vue d’être portés en compte dans les tarifs de réseau de distribution.
Tableau 3. Budgets portés en compte (€)
Mixtes flamandes 2008
Budget accepté 607.840.400,00
Rémunération équitable 147.254.800,00
Embedded costs 71.929.000,00
Total (bonus/malus) 827.024.200,00
Bonus/Malus -17.510.400,00
Total 809.513.800,00
Pures flamandes 2008
Budget accepté 267.066.643,59
Rémunération équitable 45.774.710,53
Embedded costs 7.251.137,87
Total (bonus/malus) 320.092.491,99
Bonus/Malus 32.444.944,04
Total 352.537.436,03
Bruxelles et Mixtes wallonnes
2008
Budget accepté 506.791.295
Rémunération équitable 115.662.671
Embedded costs 20.431.606
Total (bonus/malus) 642.885.572
Bonus/Malus 2.486.246
Total 645.371.818
Pures wallonnes 2008
La CREG a publié sur son site Internet tous les tarifs de réseau de distribution approuvés ou imposés. Les graphiques ci-joints présentent, pour certains clients types, les tarifs approuvés ou imposés pour les exercices d’exploitation 2003, 2004, 2005, 2006, 2007 et 2008. Ils donnent une idée, en ce qui concerne le prix de revient de la distribution, du rapport entre les différents clients-types auprès d’un même gestionnaire de réseau de distribution et pour plusieurs clients-types identiques pris séparément auprès des différents gestionnaires de réseau de distribution.
Les définitions utilisées pour les clients-types sont celles élaborées par Eurostat et reprises en Tableau 4, et ce pour les années 2003 à 2006. A partir de 2007, ce sont les définitions des clients résidentiels qui sont suivies, lesquelles tiennent compte, pour la Belgique, de l’extension des heures de nuit aux week-ends (voir Tableau 5). Pour le calcul des tarifs, les clients types devaient toutefois être rattachés à un groupe de clients. A cet égard, il a été supposé que l’ensemble des clients-types industriels, jusqu’au client type lg2 inclus, sont raccordés au réseau de moyenne tension (le réseau dont la tension nominale est comprise entre 26 kV et 1 kV). Les tarifs pour les clients-types industriels lh1, lh2, li1 et li2 sont calculés pour un raccordement aux transformateurs vers le réseau de moyenne tension.
Pour l’ensemble des clients-types résidentiels, les raccordements prévus le sont au réseau de basse tension.
Tableau 4. Clients-types Eurostat
Puissance souscrite (indicative) en
kW Total
Jour (Heures de pointes)
Nuit (Heures
creuses) Weekend
Da 600 600 - - 3,00 Db 1.200 1.200 - - 3,50 Dc 3.500 2.200 1.300 - 6,50 Dd 7.500 5.000 2.500 - 7,50 De 20.000 5.000 15.000 - 9,00 Réseau BT avec une puissance inférieure ou égale à 56kVA
Clients type EUROSTAT Clients domestiques
Consommation annuelle en kWh
Suite à l’extension du tarif de nuit (depuis 2007), les clients-types Eurostat n’étaient plus pertinents pour les utilisateurs résidentiels et la consommation standard par client-type a fait l’objet d’une nouvelle répartition, en tenant compte d’une augmentation du nombre d'heures de nuit et d’une diminution du nombre d'heures de jour (cf. Tableau 5)
Tableau 5. Clients-types résidentiels belges Client Type
h/an jour nuit excl. nuit jour nuit excl. nuit
Da 600 600
Db 1.200 1.200
Dc 2.200 1.300 1.600 1.900
Dc1 3.500 3.500
Dd 5.000 2.500 3.600 3.900
De 5.000 2.500 12.500 3.600 3.900 12.500 Avant introduction tarif weekend Apres introduction tarif weekend
