Journal Officiel

30 juin 2013JOURNAL OFFICIEL DE LA REPUBLIQUE FRANCAISE Sommaire Dimanche 30 juin 2013 / N° 150 SOMMAIRE ANALYTIQUE ____________________ Présidence de la République ordre national de la légion d'honneur 1 2 3 4 5 6 Décret du 28 juin 2013 portant élévation Décret du 28 juin 2013 portant élévation Décret du 28 juin 2013 portant promotion Décret du 28 juin 2013 portant promotion Décret du 28 juin 2013 portant promotion et nomination Décret du 28 juin 2013 portant promotion et nomination Décrets, arrêtés, circulaires textes généraux ministère des affaires étrangères 7 Arrêté du 28 juin 2013 portant approbation de la décision de l'assemblée générale du groupement d'intérêt public Centre d'accueil de la presse étrangère de dissolution anticipée du groupement ministère de l'intérieur 8 9 Décret n° 2013-567 du 26 juin 2013 modifiant le décret n° 2010-564 du 28 mai 2010 fixant l'échelonnement indiciaire des corps et des emplois des personnels des services actifs de la police nationale Décret n° 2013-568 du 26 juin 2013 modifiant le décret n° 2011-388 du 13 avril 2011 fixant les indices de solde applicables aux corps militaires de la gendarmerie nationale 30 juin 2013 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA REPUBLIQUE FRANCAISE JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Sommaire Sommaire 10 Arrêté du 27 juin 2013 modifiant l'arrêté du 20 avril 2012 fixant les conditions d'établissement, de délivrance et de validité du permis de conduire ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie 11 12 13 Décret du 26 juin 2013 portant classement d'un site Arrêté du 27 juin 2013 relatif aux tarifs réglementés de vente du gaz naturel fourni à partir des réseaux publics de distribution de GDF Suez Arrêté du 27 juin 2013 relatif aux tarifs réglementés de vente du gaz naturel à souscription de GDF Suez ministère de la défense 14 Décret du 26 juin 2013 portant abrogation du décret du 27 octobre 1934 portant classement de la poudrerie nationale de Pont-de-Buis (Finistère) comme servant à la conservation, à la manipulation ou à la fabrication des poudres, munitions, artifices ou explosifs et création d'un polygone d'isolement autour de son emprise ministère de l'agriculture, de l'agroalimentaire et de la forêt 15 16 17 Arrêté du 25 juin 2013 modifiant l'arrêté du 13 septembre 1985 modifié portant règlement du pari mutuel urbain et sur les hippodromes Arrêté du 26 juin 2013 mettant en place la visite sanitaire dans les élevages de volailles Arrêté du 27 juin 2013 relatif à la prime de fonctions et de rendement de certains personnels de l'Agence de services et de paiement, de l'Etablissement national des produits de l'agriculture et de la mer, de l'Institut national de l'origine et de la qualité et de l'Office pour le développement de l'économie agricole d'outre-mer Décision du 26 juin 2013 portant délégation de signature (secrétariat général) 18 ministère de l'écologie, du développement durable et de l'énergie transports, mer et pêche 19 Arrêté du 24 juin 2013 modifiant l'arrêté du 28 janvier 2013 portant création d'un régime d'effort de pêche pour la pêche professionnelle au chalut en mer Méditerranée par les navires battant pavillon français mesures nominatives Premier ministre 20 Arrêté du 26 juin 2013 portant désignation des auditeurs diplômés de la vingt-quatrième session nationale « sécurité et justice » (2012-2013) de l'Institut national des hautes études de la sécurité et de la justice ministère de l'économie et des finances 21 Arrêté du 25 juin 2013 portant nomination au conseil d'administration de l'Agence foncière et technique de la région parisienne ministère des affaires sociales et de la santé 22 23 24 Arrêté du 28 juin 2013 portant nomination (administration centrale) Arrêté du 28 juin 2013 portant nomination (administration centrale) Arrêté du 28 juin 2013 portant nomination (administration centrale) 30 juin 2013 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA REPUBLIQUE FRANCAISE JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Sommaire Sommaire ministère de l'égalité des territoires et du logement 25 Arrêté du 28 juin 2013 portant nomination (administration centrale) ministère de l'intérieur 26 27 28 29 30 Décret du 26 juin 2013 portant nomination au comité des finances locales institué par l'article L. 1211-1 du code général des collectivités territoriales - Mme TAHERI (Françoise) Décret du 27 juin 2013 portant cessation de fonctions du secrétaire général de la préfecture de la Loire-Atlantique (classe fonctionnelle I) - M. STUSSI (Pierre) Décret du 27 juin 2013 portant nomination du secrétaire général de la préfecture de la LoireAtlantique (classe fonctionnelle I) - M. AUBRY (Emmanuel) Décret du 28 juin 2013 portant admission à la retraite d'un préfet - M. MASSE (Henri) Arrêté du 26 juin 2013 modifiant l'arrêté du 18 février 2004 portant nomination à la commission nationale prévue à l'article 6 du décret n° 2002-348 du 13 mars 2002 pris pour l'application de l'article 4 (3°) de la loi n° 2001-2 du 3 janvier 2001 et relatif à la reconnaissance de l'expérience professionnelle en équivalence des titres et diplômes requis pour l'accès aux cadres d'emplois dans la fonction publique territoriale Arrêté du 28 juin 2013 portant nomination (administration centrale) 31 ministère de la défense 32 Arrêté du 28 juin 2013 portant nomination (administration centrale) ministère de la réforme de l'Etat, de la décentralisation et de la fonction publique 33 Arrêté du 25 juin 2013 portant nomination des correcteurs et examinateurs des concours externe, interne et troisième concours d'entrée à l'Ecole nationale d'administration de 2013 Conseil constitutionnel 34 35 36 Décision n° 2013-328 QPC du 28 juin 2013 Décision n° 2013-329 QPC du 28 juin 2013 Décision n° 2013-330 QPC du 28 juin 2013 Commission de régulation de l'énergie 37 38 39 40 41 Délibération du 3 avril 2013 portant décision relative aux tarifs d'utilisation d'un réseau public d'électricité dans le domaine de tension HTB Délibération du 25 avril 2013 portant décision sur la tarification des prestations annexes réalisées par les gestionnaires de réseaux de distribution de gaz naturel Délibération du 25 avril 2013 portant décision sur les tarifs péréqués d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des entreprises locales de distribution Délibération du 25 juin 2013 portant avis sur le projet d'arrêté relatif aux tarifs réglementés de vente de gaz naturel en distribution publique de GDF Suez Délibération du 25 juin 2013 portant avis sur le projet d'arrêté relatif aux tarifs réglementés de vente de gaz à souscription de GDF Suez Informations parlementaires Assemblée nationale 42 43 44 ORDRE DU JOUR CONFÉRENCE DES PRÉSIDENTS COMMISSIONS ET ORGANES DE CONTRÔLE 30 juin 2013 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA REPUBLIQUE FRANCAISE JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Sommaire Sommaire Sénat 45 46 47 ORDRE DU JOUR BUREAU DU SÉNAT COMMISSIONS Avis et communications avis de concours et de vacance d'emplois Premier ministre 48 49 50 51 Avis de vacance d'un emploi de directeur départemental interministériel (DDCS de la HauteGaronne) Avis de vacance d'un emploi de sous-directeur Avis de vacance d'un emploi de direction Avis de vacance d'un emploi de direction avis divers ministère de l'économie et des finances budget 52 53 Résultats des tirages du Keno du jeudi 27 juin 2013 Résultats du Loto Foot 7 n° 131 Annonces 54 Demandes de changement de nom (textes 54 à 65) 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 1 sur 65 Présidence de la République ORDRE NATIONAL DE LA LÉGION D’HONNEUR Décret du 28 juin 2013 portant élévation NOR : DEFM1314996D Ministère de la défense Par décret du Président de la République en date du 28 juin 2013, pris sur le rapport du Premier ministre et du ministre de la défense et visé pour son exécution par le grand chancelier de la Légion d’honneur, vu la déclaration du conseil de l’ordre en date du 30 mai 2013 portant que la présente élévation est faite en conformité des lois, décrets et règlements en vigueur, et notamment de l’article R. 27 du code de la Légion d’honneur et de la médaille militaire, le conseil des ministres entendu, est élevé, pour prendre rang à compter de la date de sa réception, le militaire appartenant à l’armée active désigné ci-après : A la dignité de grand officier GENDARMERIE NATIONALE Mignaux (Jacques, Gérard), général d’armée. Commandeur du 9 mai 2011. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 2 sur 65 Présidence de la République ORDRE NATIONAL DE LA LÉGION D’HONNEUR Décret du 28 juin 2013 portant élévation NOR : DEFM1314997D Ministère de la défense Par décret du Président de la République en date du 28 juin 2013, pris sur le rapport du Premier ministre et du ministre de la défense et visé pour son exécution par le grand chancelier de la Légion d’honneur, vu la déclaration du conseil de l’ordre en date du 30 mai 2013 portant que la présente élévation est faite en conformité des lois, décrets et règlements en vigueur, le conseil des ministres entendu, est élevé, pour prendre rang à compter de la date de sa réception, le militaire appartenant à l’armée active désigné ci-après : A la dignité de grand officier ARMÉE DE TERRE Le Jolis de Villiers de Saintignon (Pierre, François, Marie), général d’armée. Commandeur du 17 juillet 2007. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 3 sur 65 Présidence de la République ORDRE NATIONAL DE LA LÉGION D’HONNEUR Décret du 28 juin 2013 portant promotion NOR : DEFM1314998D Ministère de la défense Par décret du Président de la République en date du 28 juin 2013, pris sur le rapport du Premier ministre et du ministre de la défense et visé pour son exécution par le grand chancelier de la Légion d’honneur, vu la déclaration du conseil de l’ordre en date du 30 mai 2013 portant que les présentes promotions sont faites en conformité des lois, décrets et règlements en vigueur, et notamment de l’article R. 27 du code de la Légion d’honneur et de la médaille militaire, le conseil des ministres entendu, sont promus, pour prendre rang à compter de la date de leur réception, les militaires appartenant à l’armée active désignés ci-après : Au grade de commandeur ARMÉE DE TERRE Fugier (Gilles, Maurice), général de corps d’armée. Officier du 11 juillet 2008. Cité. ARMÉE DE L’AIR Mercier (Denis, Marie, Bernard), général d’armée aérienne. Officier du 14 juillet 2009. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 4 sur 65 Présidence de la République ORDRE NATIONAL DE LA LÉGION D’HONNEUR Décret du 28 juin 2013 portant promotion NOR : DEFM1314999D Ministère de la défense Par décret du Président de la République en date du 28 juin 2013, pris sur le rapport du Premier ministre et du ministre de la défense et visé pour son exécution par le grand chancelier de la Légion d’honneur, vu la déclaration du conseil de l’ordre en date du 30 mai 2013 portant que les présentes promotions sont faites en conformité des lois, décrets et règlements en vigueur, le conseil des ministres entendu, sont promus, pour prendre rang à compter de la date de leur réception, les militaires appartenant à l’armée active désignés ci-après : Au grade de commandeur ARMÉE DE TERRE Baillaud (Jean, Emmanuel, Marcel), général de brigade. Officier du 28 septembre 2005. Lardemelle (de) (Nicolas, Marie, Joseph), général de corps d’armée. Officier du 12 juillet 2007. Margueron (Jean-Philippe, Marie, René), général de corps d’armée. Officier du 13 juillet 2007. Saint Quentin (de) (Grégoire, Marie, Jean), général de brigade. Officier du 14 juillet 2006. Servera (Frédéric, Louis, Emile), général de corps d’armée. Officier du 14 septembre 2007. MARINE NATIONALE Canova (Christian, Marie), vice-amiral d’escadre. Officier du 15 septembre 2006. Coindreau (Philippe, Yves, Marie), vice-amiral. Officier du 10 octobre 2007. Cité. Coriolis (de) (Charles-Edouard, Hubert, Marie), vice-amiral d’escadre. Officier du 14 juillet 2007. Mouton (Georges-Henri, Régis, Jean), vice-amiral d’escadre. Officier du 10 juillet 2006. ARMÉE DE L’AIR Buaillon (Herbert, Guy, Laurent), général de corps aérien. Officier du 4 octobre 2004. Charaix (Patrick, Robert, Marie), général de corps aérien. Officier du 29 août 2007. Gelée (Guillaume, Pierre, Marie), général de corps aérien. Officier du 12 septembre 2007. Pinaud (Michel), général de corps aérien. Officier du 14 septembre 2005. DIRECTION GÉNÉRALE DE L’ARMEMENT Pène (Jean, Bernard, Christian), ingénieur général de classe exceptionnelle de l’armement. Officier du 12 octobre 2006. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 5 sur 65 Présidence de la République ORDRE NATIONAL DE LA LÉGION D’HONNEUR Décret du 28 juin 2013 portant promotion et nomination NOR : DEFM1315001D Ministère de la défense Par décret du Président de la République en date du 28 juin 2013, pris sur le rapport du Premier ministre et du ministre de la défense et visé pour son exécution par le grand chancelier de la Légion d’honneur, vu la déclaration du conseil de l’ordre en date du 30 mai 2013 portant que les présentes promotions et nomination sont faites en conformité des lois, décrets et règlements en vigueur, et notamment de l’article R. 27 du code de la Légion d’honneur et de la médaille militaire, le conseil des ministres entendu, sont promus ou nommé, pour prendre rang à compter de la date de leur réception dans leur grade, les militaires appartenant à l’armée active désignés ci-après : Au grade d’officier ARMÉE DE TERRE Chauvet (Hugues, Marie), lieutenant-colonel, artillerie. Chevalier du 11 juillet 2011. Blessé et cité. Gouriou (Yvan), colonel, infanterie. Chevalier du 25 septembre 2009. Cité. Gros (Didier, Paul, Daniel), colonel, infanterie. Chevalier du 15 juillet 2006. Cité. Zoghbi de Medlège Guilani (Selim, Elie, Henry), colonel, troupes de marine. Chevalier du 13 juillet 2005. Cité. MARINE NATIONALE Briançon (de) (Pierre, Marie, Josserand), capitaine de vaisseau. Chevalier du 14 juillet 2005. Cité. Au grade de chevalier ARMÉE DE TERRE Lehmuller (Vincent), capitaine, troupes de marine ; 12 ans de services et 2 ans de bonifications. Blessé et cité. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 6 sur 65 Présidence de la République ORDRE NATIONAL DE LA LÉGION D’HONNEUR Décret du 28 juin 2013 portant promotion et nomination NOR : DEFM1315002D Ministère de la défense Par décret du Président de la République en date du 28 juin 2013, pris sur le rapport du Premier ministre et du ministre de la défense et visé pour son exécution par le grand chancelier de la Légion d’honneur, vu la déclaration du conseil de l’ordre en date du 30 mai 2013 portant que les présentes promotions et nominations sont faites en conformité des lois, décrets et règlements en vigueur, sont promus ou nommés, pour prendre rang à compter de la date de leur réception dans leur grade, les militaires appartenant à l’armée active désignés ci-après : Au grade d’officier CONTRÔLE GÉNÉRAL DES ARMÉES Bodin (Jean-Paul, Michel, André), contrôleur général des armées. Chevalier du 7 septembre 2004. Debernardy (Brigitte, Marie-Claire, Renée), contrôleur général des armées. Chevalier du 13 septembre 2000. Labarthe (Jean-Paul, Sylvain, Lucien), contrôleur général des armées. Chevalier du 7 septembre 2004. Larhant (Patrick, Antoine), contrôleur général des armées. Chevalier du 13 septembre 2002. Sourdois (Jean-Luc, Bernard, Henri), contrôleur général des armées. Chevalier du 11 septembre 2001. GENDARMERIE NATIONALE Bauquis (Jean-Robert), général de brigade. Chevalier du 24 septembre 2001. Betton (Marc, Bernard, Georges), général de brigade. Chevalier du 13 juillet 2000. Bizouart (Thierry, Jean, Adrien), colonel. Chevalier du 10 juillet 2002. Blachon (Jean-Paul), général de brigade. Chevalier du 18 septembre 2001. Bourges (François, Xavier, Claude), général de brigade. Chevalier du 11 juillet 2002. Coroir (Alain, Jean, Michel), général de brigade. Chevalier du 7 septembre 2000. Demolins (Laurent, Pierre, Marie), général de division. Chevalier du 14 juillet 2000. Fritsch (Christian, Fernand), colonel. Chevalier du 27 novembre 2001. Kosinski (Christian, Jean-Claude), colonel. Chevalier du 11 novembre 1998. Lagarde (Christian, Ange, Adrien), colonel. Chevalier du 7 septembre 2000. Le Mouël (Philippe, Christian), général de brigade. Chevalier du 14 juillet 2001. Lucas (Lambert, Yvan, Rémy), général de brigade. Chevalier du 22 septembre 2000. Plane (Géry, Pierre, Elisabeth), colonel. Chevalier du 20 septembre 1999. ARMÉE DE TERRE Asset (Yanick, Roger, Alfred), colonel, cadre spécial. Chevalier du 10 août 2003. Cité. Beaudouin (Charles, Jean, Louis), colonel, arme blindée et cavalerie. Chevalier du 24 juillet 2003. Cité. Boutinaud (Philippe, Henri, Denis), colonel, génie. Chevalier du 26 juillet 2002. Boyard (Bertrand, Charles, Etienne), colonel, arme blindée et cavalerie. Chevalier du 14 juillet 2003. Cité. Bregal (Pierre-Louis, Marc), colonel, infanterie. Chevalier du 14 juillet 1999. Cité. Brethous (Patrick, Pierre), général de brigade. Chevalier du 14 juillet 1997. Carneau (Olivier, Christian), colonel, infanterie. Chevalier du 13 juillet 2003. Cité. Casanova (Nicolas, Jean-Paul), colonel, arme blindée et cavalerie. Chevalier du 13 juillet 2004. Cité. Charbonnier (Alain, Marie, Daniel), lieutenant-colonel, infanterie. Chevalier du 21 septembre 1996. Charlès (Loïc, Yves, Marcel), colonel, troupes de marine. Chevalier du 16 octobre 1999. Chenel (Stéphane, Christophe), lieutenant-colonel, infanterie. Chevalier du 14 juillet 2000. Cité. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 6 sur 65 Chigot (Thierry, Gaston, Paul), colonel, troupes de marine. Chevalier du 14 juillet 2004. Cité. Collignon (Xavier, François, Marie), colonel, troupes de marine. Chevalier du 31 août 2003. Cité. Demier (Marc, Jacques, Ange), général de brigade. Chevalier du 13 octobre 1998. Desmeulles (Benoît, Daniel, Maurice), colonel, infanterie. Chevalier du 23 juillet 2004. Cité. Dominici (Alexis, Georges, Dominique), lieutenant-colonel, infanterie. Chevalier du 3 septembre 1994. Egalon (Jean-Michel), général de brigade. Chevalier du 12 juillet 2001. Etienne (Patrick, Jean, André), général de brigade. Chevalier du 14 septembre 1999. Facon (Pascal, Yves, Joseph), colonel, troupes de marine. Chevalier du 14 juillet 2004. Cité. Faure (Gilles, Emmanuel), colonel, arme blindée et cavalerie. Chevalier du 13 juillet 2000. Friedling (Jean-Luc), général de brigade. Chevalier du 19 septembre 1998. Gabalda (Thierry, René), général de brigade. Chevalier du 7 septembre 1999. Gillet (Pierre, Marie, Paul), colonel, infanterie. Chevalier du 13 septembre 2004. Grammatico (Daniel), colonel, train. Chevalier du 17 septembre 1999. Cité. Guillaume de Sauville de Lapresle (François, Marie, Bernard), colonel, arme blindée et cavalerie. Chevalier du 27 juin 2001. Guttierez (Alain, Louis, Martin), colonel, troupes de marine. Chevalier du 14 juillet 1998. Haberey (Gilles), colonel, infanterie. Chevalier du 14 juillet 2004. Heck (Denis, Georges), général de brigade. Chevalier du 28 août 1998. Hill (Trevor, Paul, Watson), colonel, troupes de marine. Chevalier du 14 juillet 2003. Cité. Hocquard (Patrick, Georges, André), général de division. Chevalier du 11 novembre 1999. Hourrègue (Philippe, Jean-Marc), lieutenant-colonel, infanterie. Chevalier du 14 juillet 1996. Cité. Jouannic (Hervé, René, François), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie. Chevalier du 1er août 1997. Jumelet (Olivier, Claude), général de brigade. Chevalier du 14 juillet 1997. Kotchine (Nicolas, Bruno, Michel), colonel, infanterie. Chevalier du 19 juillet 2001. Lancrenon (Corentin, Stéphane, Georges), colonel, arme blindée et cavalerie. Chevalier du 23 juillet 2004. Cité. Langlade de Montgros (Jacques, Dominique, Paul), colonel, arme blindée et cavalerie. Chevalier du 7 octobre 2003. Lapasse (de) (Jacques), colonel, infanterie. Chevalier du 26 juin 2002. Cité. Leblanc (Alexis, Serge, Marie), colonel, infanterie. Chevalier du 5 juillet 2002. Cité. Lefèvre (Bernard, Alain, Frédéric), lieutenant-colonel, artillerie. Chevalier du 13 juillet 1999. Cité. Lejeune (Philippe, François, Bernard), colonel, génie. Chevalier du 2 octobre 2004. Leroi (Vincent, Roger, Michel), général de brigade. Chevalier du 14 juillet 2000. Leroy (Antoine, Maurice, Pierre), colonel, troupes de marine. Chevalier du 14 juillet 2004. Cité. Marchand (Thierry, Claude), colonel, infanterie. Chevalier du 4 octobre 2004. Michelot (Jean-Hervé, Jacques), colonel, infanterie. Chevalier du 28 juin 2002. Michon (Laurent, Georges), colonel, infanterie. Chevalier du 19 juillet 2004. Cité. Morin (Christian, Jean, Michel), lieutenant-colonel, train. Chevalier du 14 juillet 2004. Cité. Nicol (Franck, Louis, Marie), colonel, infanterie. Chevalier du 19 septembre 2003. Nivlet (Serge, Gérard), colonel, infanterie. Chevalier du 18 juillet 2003. Cité. Philip (Patrick, Fernand, Lucien), lieutenant-colonel, infanterie. Chevalier du 14 juillet 1996. Pillet (Vianney, Hervé, Marie), colonel, arme blindée et cavalerie. Chevalier du 27 septembre 2004. Cité. Pontiès (Philippe, Antoine), général de division. Chevalier du 14 juillet 1999. Renard (Eloi, Marie), colonel, arme blindée et cavalerie. Chevalier du 11 novembre 2004. Cité. Salva (Lucien, André), colonel, troupes de marine. Chevalier du 10 décembre 2004. Cité. Temporel (Hervé, Eric, Aloïse), colonel, arme blindée et cavalerie. Chevalier du 14 juillet 2004. Cité. Toujouse (Bertrand, Marie, Philippe), colonel, arme blindée et cavalerie. Chevalier du 23 juillet 2004. Cité. Tregou (Hubert, Yves), général de brigade. Chevalier du 12 septembre 2000. Trotignon (Jean-Michel, Georges), lieutenant-colonel, infanterie. Chevalier du 14 juillet 1999. MARINE NATIONALE Bandelier (François, Pierre), contre-amiral. Chevalier du 28 septembre 2000. Baraduc (Bruno), administrateur général hors classe. Chevalier du 14 juillet 2002. Barrère (Jean-Claude, Emile, Marcel), capitaine de vaisseau. Chevalier du 11 novembre 1999. Baudouard (Xavier, Robert, Jean), capitaine de vaisseau. Chevalier du 5 octobre 2004. Bezou (Nicolas, Marie), capitaine de vaisseau. Chevalier du 6 novembre 2000. Boivin (Stéphane, Robert, Jean-Jacques), capitaine de vaisseau. Chevalier du 14 juillet 2003. Chaufrein (Claude, Michel, Gérard), capitaine de vaisseau. Chevalier du 6 novembre 2000. Crignola (René-Jean, Marie, François), capitaine de vaisseau. Chevalier du 14 juillet 2002. Cullerre (Anne, Marie-Josèphe, Henriette), épouse Cavelier, contre-amiral. Chevalier du 5 octobre 2004. Ebanga (Philippe, Raymond, Albert), capitaine de vaisseau. Chevalier du 24 août 2004. Cité. Finaz (Loïc, Gilles, Marie), capitaine de vaisseau. Chevalier du 6 novembre 2000. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 6 sur 65 Goutay (Guillaume, Jacques, Edouard), capitaine de vaisseau. Chevalier du 5 octobre 2004. Cité. Guegan (Philippe, Louis, Marie), capitaine de vaisseau. Chevalier du 14 juillet 2003. Hamelin (Hervé, Jean-Louis, André), capitaine de vaisseau. Chevalier du 9 septembre 2004. Cité. Moreau (Xavier, Jean, Claude), capitaine de vaisseau. Chevalier du 7 octobre 2003. Cité. Postec (Yves, Marie, Alfred), capitaine de vaisseau. Chevalier du 14 novembre 2003. Royer de Véricourt (Bruno, Bernard, Marie), capitaine de vaisseau. Chevalier du 14 juillet 2004. Cité. Schricke (Henri, Jacques, Georges), contre-amiral. Chevalier du 11 novembre 2004. Véran (Marc, Christian, Jacques), capitaine de vaisseau. Chevalier du 14 juillet 2004. ARMÉE DE L’AIR Adam (Philippe, Louis, Marie), colonel. Chevalier du 11 octobre 2002. Angel (Thierry, Fernand), colonel. Chevalier du 10 octobre 2003. Aubigny (Laurent), colonel. Chevalier du 9 novembre 2001. Cité. Béguin (Xavier, Bernard, Lucien), colonel. Chevalier du 13 juillet 2003. Boisjot (Patrice, Roger), colonel. Chevalier du 8 juillet 2002. Bon (Bertrand), colonel. Chevalier du 1er septembre 2000. Breton (Jean-Pascal, Serge, Raymond), colonel. Chevalier du 12 juillet 2000. Cerisier (Jean-Louis, André), colonel. Chevalier du 11 novembre 2001. Colinet (Bruno, Yves, Roger), colonel. Chevalier du 14 juillet 2002. Dupland (Bernard), général de brigade aérienne. Chevalier du 3 septembre 2003. Etienne-Leccia (Guy, Noël), colonel. Chevalier du 26 septembre 2003. Ferlet (Jean-François, Pierre, André), colonel. Chevalier du 12 juillet 2001. Ferran (Alain, Jean, François), général de brigade aérienne. Chevalier du 29 juin 2001. Gernez (Eric), colonel. Chevalier du 14 juillet 2000. Granier (Bernard), lieutenant-colonel. Chevalier du 13 juillet 2004. Iralour (Arnaud, Marie, Pierre), colonel. Chevalier du 14 juillet 2003. Laplane (Frédéric, Marie, Joseph), colonel. Chevalier du 3 juillet 2001. Lavigne (Philippe, Emile, Eloïs), colonel. Chevalier du 18 juillet 2002. Lebrun (Bernard, Pierre), colonel. Chevalier du 15 septembre 2003. Lesellier (Laurent, Daniel), colonel. Chevalier du 8 septembre 1997. Lherbette (Laurent, Franck, Jérôme), colonel. Chevalier du 10 octobre 2003. Looten (Didier, Serge, Léon), colonel. Chevalier du 29 juin 2001. Meyer (Jean-Michel, Philippe), colonel. Chevalier du 15 septembre 2000. Mongnot (Eric, Christian, Maurice), colonel. Chevalier du 19 septembre 2003. Monot (Jean-Marie), colonel. Chevalier du 18 juillet 2003. Moralès (Philippe, François, Robert), colonel. Chevalier du 29 août 2003. Noel (Jean-Christophe, François), colonel. Chevalier du 11 novembre 2000. Parisot (Frédéric), colonel. Chevalier du 27 août 2003. Patry (Etienne, Alain, Gustave), colonel. Chevalier du 11 octobre 2001. Pellissier (Matthieu, Henri), colonel. Chevalier du 31 août 2001. Rancourt de Mimerand (de) (Luc, Marie, Jacques), colonel. Chevalier du 11 novembre 2001. Cité. Raymond (Thierry, Yves, Jean), colonel. Chevalier du 11 septembre 2003. Taprest (Olivier, Michel, Emile), général de brigade aérienne. Chevalier du 5 septembre 2001. Vilchenon (Christophe), colonel. Chevalier du 11 septembre 2002. SERVICE DU COMMISSARIAT DES ARMÉES Costa (Patricia, Renée, Hélène), épouse Strasser, commissaire général de 2e classe. Chevalier du 9 juillet 2002. Deschard (Jérôme, Pierre, Claude), commissaire général de 2e classe. Chevalier du 14 juillet 2002. Douchet (Didier, Gérard, Bruno), commissaire général de 1re classe. Chevalier du 5 septembre 2001. Fabre (Frédéric, Henri), commissaire général de 1re classe. Chevalier du 25 juillet 2000. Honorat (Françoise, Vérane), épouse Latour, commissaire général de 1re classe. Chevalier du 10 septembre 1999. Laroche de Roussane (Jean, Pierre, Germain), commissaire général de 1re classe. Chevalier du 11 juillet 2003. Leducq (Eric, André), commissaire général de 2e classe. Chevalier du 10 juillet 2003. Mortel (Christian, Philippe), commissaire en chef de 1re classe. Chevalier du 9 juillet 2002. Ribes (Alain, Dominique, Gérard), commissaire général de 2e classe. Chevalier du 14 septembre 1999. Villerbu (Cyril, Marcel, Roger), commissaire général de 2e classe. Chevalier du 13 septembre 2002. SERVICE DE SANTÉ DES ARMÉES Berciaud (Patrick, Yvon, Albert), médecin chef des services de classe normale. Chevalier du 14 juillet 2002. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 6 sur 65 Bourguignon (Gérard, Henri, Emile), médecin général, médecin chef des services hors classe. Chevalier du 13 juillet 2004. Cavallo (Jean-Didier, Louis), médecin général, médecin chef des services hors classe. Chevalier du 21 novembre 2001. Codaccioni (Alain, Antoine-Marc, Philippe), médecin chef des services de classe normale. Chevalier du 17 novembre 2004. Coutant (Gilles, Claude), médecin général inspecteur, médecin chef des services hors classe. Chevalier du 17 novembre 2004. Domanski (Laurent, Jean), médecin chef des services de classe normale. Chevalier du 22 septembre 2001. Felten (Dominique, Jean), médecin général inspecteur, médecin chef des services hors classe. Chevalier du 13 septembre 2002. Lenglet (Christine, Elisabeth, Paule), épouse Roul, médecin chef des services de classe normale. Chevalier du 14 juillet 2002. Plotton (Christian, Paul, Louis), médecin général inspecteur, médecin chef des services hors classe. Chevalier du 1er décembre 2004. DIRECTION GÉNÉRALE DE L’ARMEMENT Borg (Laurent, Antoine, Sauveur), ingénieur général de 2e classe de l’armement. Chevalier du 3 avril 2002. Chevillot (Jean-Eric), ingénieur général de 1re classe de l’armement. Chevalier du 5 octobre 2004. Desbordes (Patrick, André, Serge), ingénieur général de 1re classe de l’armement. Chevalier du 5 octobre 2004. Dohet (Alain), ingénieur général de 2e classe de l’armement. Chevalier du 11 octobre 2002. Fourure (Olivier, Georges, Léon), ingénieur général de 1re classe de l’armement. Chevalier du 10 octobre 2003. Le Pesteur (Jean-Pierre), ingénieur général de 1re classe de l’armement. Chevalier du 10 octobre 2003. Lemoine (Henri, Michel, Denis), ingénieur général de 1re classe de l’armement. Chevalier du 10 octobre 2003. Levet (Jacques, Jean, Pierre), ingénieur général de 1re classe de l’armement. Chevalier du 11 octobre 2002. Osterroth (Bernard, Louis, Emile), ingénieur général de 1re classe de l’armement. Chevalier du 5 octobre 2004. Au grade de chevalier CONTRÔLE GÉNÉRAL DES ARMÉES Chapon (Nicolas, Jean, Marie), contrôleur général des armées ; 25 ans de services. Cité. Goranflaux de la Giraudière (Hugues, Michel, Marie), contrôleur général des armées ; 26 ans de services. Cité. GENDARMERIE NATIONALE Agnolo (d’) (Mario, Gilbert), lieutenant-colonel ; 35 ans de services. Agresti (Blaise, Aldéric, Fernand), colonel ; 21 ans de services. Amblard (Serge, Hugues, Claude), lieutenant-colonel ; 39 ans de services. Antoniadès (Yannic, Marcel), colonel ; 27 ans de services. Barthelemy (Christophe, Henri), lieutenant-colonel ; 33 ans de services. Basset (Hervé, Jean-Marie), colonel ; 28 ans de services. Bastide (Frédéric, Claude, Jacques), lieutenant-colonel ; 22 ans de services. Blanchard (Régis, Lucien, Pierre), colonel ; 25 ans de services. Blondeau (Bernard, Maurice, Noël), lieutenant-colonel ; 36 ans de services. Bloy (Jean-Paul, Claude, Armand), lieutenant-colonel ; 25 ans de services. Bonnefoy (Frédérick), adjudant-chef ; 16 ans de services et 20 ans de bonifications. Cité. Boudier (Frédéric, Laurent, Charles), colonel ; 22 ans de services. Boughani (Bettina, Patricia), lieutenant-colonel ; 24 ans de services. Bourin (Olivier, Jacques), lieutenant-colonel ; 31 ans de services. Brajon (Dominique, Marcel, Marie), lieutenant-colonel ; 28 ans de services. Bréart de Boisanger (Antoine, Marie, Bertrand), lieutenant-colonel ; 22 ans de services. Brisset (Olivier, Ange, André), lieutenant-colonel ; 21 ans de services. Brothier (André, René), lieutenant-colonel ; 32 ans de services. Chateau (Roland, François, Léon), lieutenant-colonel ; 37 ans de services. Chazelle (Alain, Daniel, René), lieutenant-colonel ; 30 ans de services. Choutet (Damien, Gérard, Dominique), colonel ; 24 ans de services. Cuignet (Christophe, Marie, Antoine), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Dangoise (Olivier, Alain, Jean), lieutenant-colonel ; 29 ans de services. Dedeban (Alain-Jérôme, Olivier), lieutenant-colonel ; 22 ans de services. Delmaere (Frédéric, François, Jean-Marie), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 6 sur 65 Dudouit (Stéphane, Richard, Henri), lieutenant-colonel ; 22 ans de services. Ehrhart (Ludovic, Joseph, Mathieu), colonel ; 23 ans de services. Fauvelet (Stéphane, Claude, Daniel), lieutenant-colonel ; 25 ans de services. Fombonne (Jacques-Charles, René), colonel ; 30 ans de services. Fougerat (Anne, Martine, Marie), épouse Charrier, colonel ; 27 ans de services. Franque (Pascal, Jean-Marc, Michel), colonel ; 23 ans de services. Gakovic (Laurent, Michel), lieutenant-colonel ; 33 ans de services. Gaspari (Louis-Mathieu), colonel ; 23 ans de services. Gerber (Emmanuel, René), lieutenant-colonel ; 30 ans de services. Gerthoffer (François, Jean, Bernard), lieutenant-colonel ; 32 ans de services. Gesnot (Jean-Pierre, Maurice), colonel ; 23 ans de services. Goudallier (Bertrand, Jean, Marie), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Guillemot (Ronan, Pierre, Briac), lieutenant-colonel ; 26 ans de services. Guillou (Emmanuel, François, Jean), lieutenant-colonel ; 24 ans de services. Herrmann (Christophe, Sven, Théo), colonel ; 27 ans de services. Hy (Christophe, Bernard, Bruno), lieutenant-colonel ; 29 ans de services. Joannon (Luc, Pierre, Marie), lieutenant-colonel ; 33 ans de services. Lacoua (Jacques, Gabriel, Michel), lieutenant-colonel ; 35 ans de services. Laffont (Raymond, Henri), lieutenant-colonel ; 32 ans de services. Laniel (Sylvain, Alain, François), colonel ; 22 ans de services. Laperle (Jean-Marie), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Le Goff (Laurent, Yves), lieutenant-colonel ; 24 ans de services. Le Meur (Frédéric, Marie), lieutenant-colonel ; 23 ans de services. Lecorné (Hervé, Marion, François), colonel ; 39 ans de services. Lecorvaisier (Thomas, Pierre), lieutenant-colonel ; 26 ans de services. Malgorn (Yvan, Jean), colonel ; 24 ans de services. Marchand (Gaël, Stéphane, Laurent), colonel ; 22 ans de services. Cité. Martin (Gilles, Georges), colonel ; 23 ans de services. Matyn (Eric, Joseph, Elie), lieutenant-colonel ; 25 ans de services. Meuriot (Martial, Léon, Lucien), lieutenant-colonel ; 23 ans de services. Mignot (Dany, André, René), lieutenant-colonel ; 29 ans de services. Monbelli-Valloire (Christophe), lieutenant-colonel ; 24 ans de services. Monin (Frédéric, Maurice, Laurent), lieutenant-colonel ; 24 ans de services. Mouchet (Tony, Olivier), colonel ; 21 ans de services. Ott (Cyrille, Joseph), lieutenant-colonel ; 35 ans de services. Paganessi (Christian), lieutenant-colonel ; 37 ans de services. Pagès (Philippe, Pascal), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Payrar (Marc, Julien), lieutenant-colonel ; 21 ans de services. Perennec (Laurent), lieutenant-colonel ; 24 ans de services. Pichard (Jérôme, Michel, Marie), colonel ; 22 ans de services. Pinet (Pierre, Marcel, Robert), chef d’escadron ; 35 ans de services. Pons (Philippe, Marcel, Henri), lieutenant-colonel ; 29 ans de services. Cité. Poussereau (Christophe, Alix, Emile), lieutenant-colonel ; 26 ans de services. Prunier (Christian, Eric), lieutenant-colonel ; 22 ans de services. Rayneau (Christophe, Edmond, Henri), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Renard (Thierry, Roland, Alexandre), colonel ; 24 ans de services. Renault (Roger, Eugène, Théophile), chef d’escadron ; 40 ans de services. Rivet (François, Etienne, Jean), lieutenant-colonel ; 29 ans de services. Ropars (Erwann, Gilbert, Marie), colonel ; 27 ans de services. Rouanet (Thierry, Christophe, Jean), lieutenant-colonel ; 29 ans de services. Royal (Jean-François, Pierre, Léonard), lieutenant-colonel ; 30 ans de services. Salvador (Jean-Louis, Michel), colonel ; 39 ans de services. Steiger (Eric, Rémi), colonel ; 21 ans de services. Thévenon (Stéphann, Michel), lieutenant-colonel ; 34 ans de services. Urien (Christophe), lieutenant-colonel ; 21 ans de services. Vaillant (Alain, Marie, Paul), lieutenant-colonel ; 26 ans de services. Vaquette (William, Serge, Marceau), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Villalonga (Florian), lieutenant-colonel ; 24 ans de services. Zimmermann (Eric, Maurice, Simon), lieutenant-colonel ; 28 ans de services. ARMÉE DE TERRE Alonso (Philippe), lieutenant-colonel, groupe de spécialités état-major ; 31 ans de services. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 6 sur 65 Anthonioz (Régis, Vincent, Jean), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 19 ans de services et 3 ans de bonifications. Cité. Applencourt (Denis), major, infanterie ; 26 ans de services. Cité. Archambeau (Ephraïm, Pierre), adjudant, infanterie ; 17 ans de services et 23 ans de bonifications. Cité. Attia (Sandrine, Dominique), lieutenant-colonel, génie ; 19 ans de services et 2 ans de bonifications. Babouche (Nasserdine), adjudant-chef, génie ; 30 ans de services. Cité. Barbe (Christophe), colonel, train ; 24 ans de services. Cité. Barbe (Patrice, Jean-Paul), lieutenant-colonel, génie ; 33 ans de services. Barinka (Franck), capitaine, génie ; 29 ans de services. Cité. Barrau (Roger), lieutenant-colonel, génie ; 22 ans de services. Beaudemoulin (Eric, André), lieutenant-colonel, groupe de spécialités état-major ; 30 ans de services. Beaussant (Jérôme, Philippe, Marie), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 33 ans de services. Bedu (Didier, Jean-Robert), lieutenant-colonel, transmissions ; 29 ans de services. Béjuit (Franck-Marie, Jacques), lieutenant-colonel, génie ; 28 ans de services. Cité. Bellanger (Pascal, Jacques), lieutenant-colonel, matériel ; 22 ans de services. Bellocq (Jean-Michel, Pierre), chef de bataillon, infanterie ; 25 ans de services. Cité. Bénard (Pascal, Joseph), capitaine, troupes de marine ; 28 ans de services. Cité. Bergonzini (Alain), lieutenant-colonel, infanterie ; 29 ans de services. Bernard (Raphaël, Robert), lieutenant-colonel, artillerie ; 22 ans de services. Bertaud (Gilles, Jean-Charles), lieutenant-colonel, infanterie ; 32 ans de services. Berthelot (Gérard, Yvon, Claude), lieutenant-colonel, matériel ; 30 ans de services. Bertrand (Christophe, Bertrand, Claude), capitaine, infanterie ; 23 ans de services. Cité. Bertrand (Pascal, André, Paul), lieutenant-colonel, matériel ; 28 ans de services. Bertreux (Thomas, Jean, Marie), lieutenant-colonel, troupes de marine ; 19 ans de services et 8 ans de bonifications. Bigot (Pierre-Marc, Dominique, Michel), lieutenant-colonel, infanterie ; 28 ans de services. Boudot (Jean-David), lieutenant-colonel, artillerie ; 30 ans de services. Bourion (Thierry, Paul, Antoine), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 34 ans de services. Bourlès (Alain), lieutenant-colonel, artillerie ; 27 ans de services. Boutolleau (Gérald, René, Jackie), lieutenant-colonel, génie ; 25 ans de services. Brera (Louis), chef de bataillon, infanterie ; 23 ans de services. Cité. Budan de Russé (Anne-Henry, Marie, Bertrand), lieutenant-colonel, infanterie ; 20 ans de services. Burger (Thierry, Fernand, Daniel), lieutenant-colonel, groupe de spécialités état-major ; 28 ans de services. Burny (Marc, André), commandant, matériel ; 39 ans de services. Bury (Paul), lieutenant-colonel, infanterie ; 20 ans de services. Cacqueray Valmenier (de) (Arnaud, Marie, François), colonel, génie ; 23 ans de services. Camboulives (Philippe, Christian, Alex), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 32 ans de services. Campos (Frédéric, Fabrice), lieutenant-colonel, artillerie ; 26 ans de services. Cité. Cannonge (Bruno, André, Paul), lieutenant-colonel, troupes de marine ; 23 ans de services. Cité. Capdeboscq (Luc, Alain), lieutenant-colonel, transmissions ; 31 ans de services. Capel (Alain, Jean), chef de bataillon, infanterie ; 21 ans de services. Cité. Carouge (Stéphane, Marcel), adjudant, troupes de marine ; 21 ans de services. Cité. Caudrillier (Marc, Richard), lieutenant-colonel, matériel ; 22 ans de services. Cayuela (Jean-Michel), lieutenant-colonel, génie ; 32 ans de services. Cesari (Joseph-Antoine), colonel, matériel ; 25 ans de services. Cité. Chalmin (Rémi, Bruno, Claude), colonel, artillerie ; 23 ans de services. Charles (Christophe), capitaine, artillerie ; 16 ans de services et 9 ans de bonifications. Cité. Charvoz (Christophe, Emile, Pierre), lieutenant-colonel, génie ; 27 ans de services. Cité. Chauffert-Yvart (Stéphane, Marie, Olivier), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 21 ans de services. Cité. Chauleur (Frédéric, François, Tristan), lieutenant-colonel, artillerie ; 31 ans de services. Chimot (Philippe, Pierre-Marie), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 31 ans de services. Chomel de Jarnieu (Christophe, Jacques), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 28 ans de services. Christ (Damien, Eugène), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 25 ans de services. Clavel (Laurent, Jean-François), lieutenant-colonel, artillerie ; 29 ans de services. Cochet (Denis, Henri, Paul), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 25 ans de services. Collot (Bruno, Pierre, Henri), lieutenant-colonel, train ; 26 ans de services. Coniac (de) (Régis, Marie, Gérard), lieutenant-colonel, infanterie ; 28 ans de services. Conreux (Guy, Marcel, Maurice), lieutenant-colonel, infanterie ; 29 ans de services. Contoux (Thierry, Didier), lieutenant-colonel, artillerie ; 34 ans de services. Coppolani (Pascal), lieutenant-colonel, train ; 29 ans de services. Cordier (Floria, Ghislain, Henri), lieutenant-colonel, transmissions ; 30 ans de services. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 6 sur 65 Cornic (Eric, Georges, Louis), lieutenant-colonel, infanterie ; 32 ans de services. Couanau (Jean-René), colonel, transmissions ; 23 ans de services. Couillandre (Hubert, Jean), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 29 ans de services. Coulomb (Eric, Jean-Marie, Michel), lieutenant-colonel, génie ; 30 ans de services. Couturier (Philippe, Claude, Georges), lieutenant-colonel, infanterie ; 26 ans de services. Dalle (Pierre-Yves, Michel, Octave), lieutenant-colonel, groupe de spécialités état-major ; 26 ans de services. Dampierre (Lancelot, François, Guillaume), chef de bataillon, infanterie ; 22 ans de services. Cité. Darbon (Jean-Christophe), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 29 ans de services. Delboë (Yves, Aimable, Floris), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 34 ans de services. Demont (Pierre, Pascal), lieutenant-colonel, troupes de marine ; 23 ans de services. Denis (Jean, Charles, Marie), lieutenant-colonel, transmissions ; 33 ans de services. Depréville (Jean-Pascal), lieutenant-colonel, infanterie ; 30 ans de services. Desalmand-Ducastel (Patrick, Louis), lieutenant-colonel, génie ; 29 ans de services. Desbrest (Jacques, Pierre, Jean), lieutenant-colonel, groupe de spécialités état-major ; 32 ans de services. Desmeulles (Hervé, Michel, Gérard), lieutenant-colonel, matériel ; 22 ans de services. Desmist (David, Albert, Marcel), lieutenant-colonel, infanterie ; 24 ans de services. Despinois (Philippe, José), colonel, matériel ; 24 ans de services. Develter (Philippe, Jules, Marcel), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 28 ans de services. Cité. Devroue (Laurent, Guy), lieutenant-colonel, artillerie ; 29 ans de services. Didot (Sylvain, Marc, Robert), lieutenant-colonel, transmissions ; 21 ans de services. Dion (Pascal, Alfred, Justin), lieutenant-colonel, artillerie ; 29 ans de services. Diwo (Jérôme, Philippe, Pierre), commandant, matériel ; 20 ans de services. Cité. Dodane (Philippe, Paul, André), colonel, génie ; 23 ans de services. Dommartin (Marcel, Hubert, Carlos), lieutenant-colonel, train ; 29 ans de services. Doneaud (Xavier), lieutenant-colonel, infanterie ; 35 ans de services. Douliez (Dominique, Daniel), lieutenant-colonel, transmissions ; 33 ans de services. Duboisdendien (Jean-Yves), capitaine, troupes de marine ; 24 ans de services. Cité. Dubon (Jean-Claude, Yannick), lieutenant-colonel, infanterie ; 28 ans de services. Dunghi (Jean-Luc, André, Albert), commandant, groupe de spécialités état-major ; 33 ans de services. Dupety (Henry-Sébastien, Olivier), chef d’escadrons, arme blindée et cavalerie ; 19 ans de services et 2 ans de bonifications. Cité. Dupont de Dinechin (Eric, Marie, Aymar), chef de bataillon, troupes de marine ; 24 ans de services. Cité. Durand (Emmanuel, Christian, Edouard), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 24 ans de services. Emerand (Laurent, Philippe, Stéphane), chef d’escadrons, troupes de marine ; 18 ans de services et 2 ans de bonifications. Cité. Engelbach (Nicolas, Claude, Jacques), lieutenant-colonel, troupes de marine ; 28 ans de services. Espinosa (Miguel, Antonio, Yves), lieutenant, artillerie ; 19 ans de services et 3 ans de bonifications. Cité. Evangelista (Giovanni, Carlo), capitaine, légion étrangère ; 26 ans de services. Cité. Fahy (Fabrice, Noël, Francis), capitaine, troupes de marine ; 23 ans de services. Cité. Faudais (Stéphane, Sébastien, Emmanuel), colonel, matériel ; 22 ans de services. Fersing (Daniel, Antoine), lieutenant-colonel, troupes de marine ; 33 ans de services. Finidori (Thomas, Alexandre), lieutenant-colonel, génie ; 26 ans de services. Florek (Frédéric, André, Paul), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 25 ans de services. Florin (Pascal, Thierry), lieutenant-colonel, infanterie ; 23 ans de services. Foisel (Gabriel, Pierre), lieutenant-colonel, génie ; 24 ans de services. Foucquart (Christophe, Denis), lieutenant-colonel, infanterie ; 28 ans de services. Fruchard (Frédéric), lieutenant-colonel, troupes de marine ; 25 ans de services. Cité. Garin (Laurent, Bernard), adjudant-chef, infanterie ; 25 ans de services. Blessé et cité. Garrigues (Jean-Luc, Augustin, Didier), lieutenant, génie ; 28 ans de services. Cité. Gauthier (Stéphane, Yves, Gabriel), lieutenant-colonel, matériel ; 25 ans de services. Géronde (Yannick, Albert, Marie), lieutenant-colonel, artillerie ; 32 ans de services. Godard (Renaud, Jean-Claude), lieutenant-colonel, matériel ; 28 ans de services. Goisnard (Philippe, Daniel, Michel), lieutenant-colonel, artillerie ; 28 ans de services. Goldschmidt (Matthieu, Jacques), capitaine, infanterie ; 18 ans de services et 2 ans de bonifications. Cité. Gomel (Christophe, Jean-Jacques), capitaine, arme blindée et cavalerie ; 29 ans de services. Cité. Goral (Michal, Stefan), lieutenant-colonel, génie ; 35 ans de services. Gouallou (Jean, Joseph, Louis), lieutenant-colonel, transmissions ; 25 ans de services. Goujon (Arnaud, Pierre-Henri, Olivier), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 19 ans de services et 2 ans de bonifications. Grosserie (Daniel, Yves), lieutenant-colonel, artillerie ; 33 ans de services. Guillaume-Barry (Stéphane, Louis-Marie, Lucien), lieutenant-colonel, troupes de marine ; 29 ans de services. Hardy (Rodolphe, Jean-Paul), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 20 ans de services. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 6 sur 65 Hasard (Laurent, Bernard, Henri), lieutenant-colonel, infanterie ; 20 ans de services. Blessé et cité. Heckel (Jean, Luc, Sylvain), lieutenant-colonel, train ; 32 ans de services. Helluy (Bruno, Paul, Marie), colonel, infanterie ; 22 ans de services. Henache (Sébastien, Roger, Emmanuel), adjudant-chef, légion étrangère ; 22 ans de services. Cité. Hesse (François, Claude, Pierre), lieutenant-colonel, troupes de marine ; 24 ans de services. Hilaire (Patrick, René, Gilbert), lieutenant-colonel, troupes de marine ; 37 ans de services. Hildebert (Eric, Jacques), lieutenant-colonel, légion étrangère ; 36 ans de services. Hotier (Thierry, James), lieutenant-colonel, troupes de marine ; 28 ans de services. Hourriez (Marc, André, Jean), lieutenant-colonel, artillerie ; 36 ans de services. Huber (Hervé, Louis), lieutenant-colonel, transmissions ; 30 ans de services. Jacques (Francis, Aloyse), lieutenant-colonel, génie ; 30 ans de services. Jacrot (Nicolas), capitaine, artillerie ; 17 ans de services et 29 ans de bonifications. Cité. Jaulin (Louis, Amaury, Rémy), lieutenant-colonel, infanterie ; 29 ans de services. Jezequel (Yves), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 18 ans de services et 6 ans de bonifications. Cité. Joyeux (Jean-Louis, Henri), lieutenant-colonel, génie ; 30 ans de services. Juan (de) (Olivier, Jean), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 34 ans de services. Karst (Rémi, Etienne), chef d’escadrons, arme blindée et cavalerie ; 24 ans de services. Cité. Keichinger (Pierre, Philippe), capitaine, artillerie ; 16 ans de services et 24 ans de bonifications. Cité. Kerveillant (Claude), adjudant-chef, aviation légère de l’armée de terre ; 38 ans de services. Cité. Labiste (Jean-Paul), lieutenant, troupes de marine ; 16 ans de services et 21 ans de bonifications. Cité. Laborde (Dominique, Gilles, André), lieutenant-colonel, génie ; 36 ans de services. Lachaux (Jean-Luc, Roger, Michel), commandant, transmissions ; 39 ans de services. Ladhari (Alexandre, Serge, Antoine), adjudant-chef, arme blindée et cavalerie ; 23 ans de services. Cité. Lafond (Charles), lieutenant-colonel, artillerie ; 25 ans de services. Cité. Laguionie (André, Jean-Maurice), lieutenant-colonel, transmissions ; 33 ans de services. Lainé (Luc, Eric, Ludwig), colonel, troupes de marine ; 22 ans de services. Cité. Lalubin (Yves, Georges, Christian), lieutenant-colonel, génie ; 27 ans de services. Lameli (Jean-Luc, Charles, Patrick), lieutenant-colonel, génie ; 30 ans de services. Largy (Didier, Michel, Charles), chef d’escadrons, arme blindée et cavalerie ; 25 ans de services. Cité. Lavaissiere de Verduzan (de) (Hyacinthe, Gérard, Marie-Joseph), lieutenant-colonel, transmissions ; 19 ans de services et 3 ans de bonifications. Le Marec (Didier, Maurice, François), lieutenant-colonel, artillerie ; 31 ans de services. Le Pape (Yann, Bernard, René), lieutenant-colonel, infanterie ; 25 ans de services. Cité. Ledain (Fabrice, Charles, André), lieutenant-colonel, train ; 35 ans de services. Lefoulon (Léo, Maximin, Maurice), lieutenant-colonel, matériel ; 30 ans de services. Lesueur (Alexandre, Giovanni), lieutenant-colonel, troupes de marine ; 18 ans de services et 4 ans de bonifications. Maigne (François, Jean, Dominique), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 21 ans de services. Cité. Makowski (Stéphane, Henri), lieutenant-colonel, transmissions ; 29 ans de services. Maloux (Thierry, Yvon, Albert), lieutenant-colonel, troupes de marine ; 28 ans de services. Mandille (Eric, Roger), lieutenant-colonel, transmissions ; 32 ans de services. Marcaillou (Henri, Raymond, Joseph), lieutenant-colonel, troupes de marine ; 30 ans de services. Marchand (Dominique, François), lieutenant-colonel, matériel ; 25 ans de services. Marchenoir (Stéphane, Maurice, Raymond), colonel, génie ; 22 ans de services. Maréchal (Eric, Christian), lieutenant-colonel, infanterie ; 34 ans de services. Marie (Stéphane, Bruno), lieutenant-colonel, artillerie ; 30 ans de services. Marin (Eric, Bernard), lieutenant-colonel, matériel ; 28 ans de services. Martinez (Eric, Joel, Marie), commandant, groupe de spécialités état-major ; 30 ans de services. Mary (Vincent, Antoine, François), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 20 ans de services. Maufroid (Eric, Jean, Charles), chef d’escadrons, arme blindée et cavalerie ; 34 ans de services. Cité. Mercury (Frédéric), lieutenant-colonel, génie ; 26 ans de services. Mermet (Cédric, Nicolas, Jean), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 29 ans de services. Cité. Merz (Franck), capitaine, artillerie ; 18 ans de services et 6 ans de bonifications. Blessé et cité. Michel (David), chef de bataillon, infanterie ; 21 ans de services. Cité. Millet-Taunay (Jean-Hilaire, Martial, Xavier), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 18 ans de services et 3 ans de bonifications. Cité. Moisan (Philippe, Pierre), lieutenant-colonel, transmissions ; 21 ans de services. Mollard (Thomas, Jean, Marie), lieutenant-colonel, infanterie ; 21 ans de services. Cité. Mons (Thierry, Jean, Bernard), lieutenant-colonel, troupes de marine ; 32 ans de services. Moreau de Bellaing (Philippe, Pierre, Marie), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 28 ans de services. Moyemont (Daniel, Jean-Paul, Michel), capitaine, troupes de marine ; 18 ans de services et 2 ans de bonifications. Cité. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 6 sur 65 Muller (Pascal, Marcel, Gaston), lieutenant-colonel, artillerie ; 26 ans de services. Nadal (Jacques, Joseph, Pierre), lieutenant-colonel, infanterie ; 33 ans de services. Nagy (Richard, Michel), lieutenant-colonel, train ; 31 ans de services. Cité. Nantes (de) (Grégoire, Marie, Henri), lieutenant-colonel, infanterie ; 32 ans de services. Nardin (Patrick, Bernard), lieutenant-colonel, matériel ; 34 ans de services. Naville (Thierry, Robert, Jean), colonel, transmissions ; 24 ans de services. Neidhardt (Karima), lieutenant-colonel, matériel ; 33 ans de services. Nimser (André-Goulven), lieutenant-colonel, infanterie ; 29 ans de services. Nogrette (Sylvain, Rémy, François), lieutenant-colonel, artillerie ; 25 ans de services. Pawlik (Didier, Fernand, Zénon), lieutenant-colonel, artillerie ; 30 ans de services. Perennou (Luc, Jean, André), lieutenant-colonel, groupe de spécialités état-major ; 29 ans de services. Petiot (Jean-François), lieutenant-colonel, infanterie ; 26 ans de services. Petit (Stéphane, Yvon, Michel), lieutenant-colonel, groupe de spécialités état-major ; 29 ans de services. Peyre (Hervé, Marie, Antoine), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 24 ans de services. Pinot (Jean-Henri, Marie, Georges), lieutenant-colonel, génie ; 32 ans de services. Potier de Courcy (Tannegui, Hugues, Marie), lieutenant-colonel, cadre spécial ; 35 ans de services. Pourcel (Bertrand, Pierre), lieutenant-colonel, train ; 28 ans de services. Pratt (Julien), chef de bataillon, troupes de marine ; 16 ans de services et 9 ans de bonifications. Cité. Puget (Frédéric, Paul, Jacques), lieutenant-colonel, infanterie ; 28 ans de services. Py (Sébastien, André, Louis), colonel, troupes de marine ; 24 ans de services. Rachet (Jean, Marc), lieutenant-colonel, génie ; 38 ans de services. Rascle (Christian, Gilles, Henri), lieutenant-colonel, infanterie ; 30 ans de services. Rebinguet (Alain), lieutenant-colonel, troupes de marine ; 28 ans de services. Cité. Rebout (Patrice, Pierre, Francis), chef de bataillon, troupes de marine ; 16 ans de services et 8 ans de bonifications. Cité. Reinbold (Olivier, Dominique, Stéphan), lieutenant-colonel, train ; 27 ans de services. Rémy (Bertrand, Charles, Pierre), lieutenant-colonel, infanterie ; 34 ans de services. Reussner (Jean-Christophe, Patrick, Bernard), colonel, génie ; 22 ans de services. Cité. Riche (Arnaud, Gilles, Paul), lieutenant-colonel, artillerie ; 22 ans de services. Riquet (Alain, Gabriel, Marcel), lieutenant-colonel, groupe de spécialités état-major ; 36 ans de services. Rodez-Benavent (de) (Bertrand, Jean, Marie), lieutenant-colonel, matériel ; 35 ans de services. Rondet (Renaud, Marie), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 19 ans de services et 7 ans de bonifications. Ronsin (Hubert, Jean, Marie), lieutenant-colonel, artillerie ; 19 ans de services et 3 ans de bonifications. Rouby (François, Jean, Henri), lieutenant-colonel, artillerie ; 29 ans de services. Rousseau (Rémy, Louis, Michel), lieutenant-colonel, infanterie ; 20 ans de services. Cité. Rudkiewicz (Christophe), lieutenant-colonel, transmissions ; 33 ans de services. Sadeler (Eric, Olivier), lieutenant-colonel, infanterie ; 33 ans de services. Cité. Sansoucy (Gérard, Paul, Marie), lieutenant-colonel, matériel ; 30 ans de services. Schmit (Denis, Aloïse), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 30 ans de services. Schwartz (Sabine, Emilienne, Berthe), lieutenant-colonel, groupe de spécialités état-major ; 34 ans de services. Sengeisen (Frédéric), lieutenant-colonel, génie ; 31 ans de services. Sicard (Jacques, Marie, François), lieutenant-colonel, infanterie ; 31 ans de services. Sicard (Pierre, Charles, Laurent), colonel, arme blindée et cavalerie ; 23 ans de services. Soupault (Xavier, Clément), lieutenant-colonel, groupe de spécialités état-major ; 31 ans de services. Stabenrath (de) (Géry, Marie, Léopold), lieutenant-colonel, infanterie ; 26 ans de services. Cité. Surirey de Saint-Remy (de) (Xavier, Marie, Béatrice), lieutenant-colonel, arme blindée et cavalerie ; 27 ans de services. Sutter (Philippe, Paul, Joseph), lieutenant-colonel, matériel ; 33 ans de services. Talarico (Fabrice, Yannick), colonel, arme blindée et cavalerie ; 22 ans de services. Talhouët (Patrick, Georges, Yves), lieutenant-colonel, artillerie ; 29 ans de services. Cité. Tardieu de Maleissye Melun (Aymeric, Henry, Marie), colonel, troupes de marine ; 23 ans de services. Thomas (Christophe, Bernard), lieutenant-colonel, artillerie ; 30 ans de services. Tinot (Dominique, Pierre), lieutenant-colonel, infanterie ; 34 ans de services. Tissier (Hubert, Pascal), lieutenant-colonel, infanterie ; 29 ans de services. Uhrich (Alexis, François, Louis), colonel, artillerie ; 22 ans de services. Vancostenoble (Marc, Ernest, André), lieutenant-colonel, train ; 27 ans de services. Varennes (Christophe, Paul, Jean), colonel, génie ; 25 ans de services. Viard (Hugues, Pierre, Antoine), lieutenant-colonel, groupe de spécialités état-major ; 33 ans de services. Vittoz (Serge), lieutenant-colonel, train ; 28 ans de services. Weiss (Fabrice, Marie), capitaine, infanterie ; 28 ans de services. Cité. Wendling (Laurent, Jean), lieutenant-colonel, train ; 33 ans de services. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 6 sur 65 Wolff (Emmanuel, Regis, Alain), lieutenant-colonel, infanterie ; 25 ans de services. MARINE NATIONALE Abry (Olivier, Luc), maître principal ; 30 ans de services. Cité. Annibal (Renaud, Cesar, Pierre), capitaine de frégate ; 22 ans de services. Bedarride (Claude, Cyril, Christian), capitaine de corvette ; 16 ans de services et 20 ans de bonifications. Berling (Henri, Marie, Dominique), capitaine de frégate ; 21 ans de services. Bourgeois (Patrick, Christian, Pierre), capitaine de frégate ; 29 ans de services. Buat (Jean-Yves, Marie, Maurice), capitaine de frégate ; 26 ans de services. Caliendo (Eric, François, Nicolas), capitaine de frégate ; 23 ans de services. Cité. Carpentier (Jean-Baptiste, Marie), capitaine de frégate ; 23 ans de services. Castera (Jean-Marc, Philippe), premier maître ; 22 ans de services. Cité. Charry (François, Jean), capitaine de corvette ; 19 ans de services et 26 ans de bonifications. Cité. Chery (Eric, Jean, Elisée), maître principal ; 17 ans de services et 26 ans de bonifications. Cité. Chevalier (Vincent, Nicolas, Jean), capitaine de frégate ; 23 ans de services. Chèze (Stéphane, Jean), capitaine de frégate ; 23 ans de services. Ciaravola (Nicolas, René, Marcel), capitaine de frégate ; 24 ans de services. Colin (Christophe, Georges, Emile), capitaine de frégate ; 33 ans de services. Colombier (Antoine), capitaine de frégate ; 22 ans de services. Couble (Hervé, André, Jean-Louis), capitaine de vaisseau ; 21 ans de services. Cité. Coupu (Jean-Marie, Joseph, Robert), administrateur en chef de 1re classe ; 31 ans de services. Degans (Jean-René, Eugène, Marie), capitaine de frégate ; 22 ans de services. Desprez (Stéphane, Xavier, Philippe), capitaine de frégate ; 26 ans de services. Desrivières (Amaury, Jacques, Baki), capitaine de corvette ; 16 ans de services et 15 ans de bonifications. Diallo (Jean-Pierre, Cheik), capitaine de corvette ; 16 ans de services et 11 ans de bonifications. Cité. Drevon (Mathieu, Hervé), capitaine de vaisseau ; 23 ans de services. Dupuis (Guillaume), premier maître ; 18 ans de services et 22 ans de bonifications. Cité. Dusart (Thierry, François, Jacques), administrateur en chef de 1re classe ; 28 ans de services. Duthu (Julien, Florent, Marie), capitaine de frégate ; 20 ans de services. Eidesheim (Johann, Pascal), lieutenant de vaisseau ; 20 ans de services. Cité. Fontaine (Alexandre, Michel), premier maître ; 17 ans de services et 21 ans de bonifications. Cité. Fornari (Laurent, François, Jacques), maître principal ; 23 ans de services. Cité. Gayraud (Gaétan, Pierre, André), capitaine de corvette ; 16 ans de services et 16 ans de bonifications. Germain (Grégoire, Pierre, Jean), capitaine de frégate ; 20 ans de services. Cité. Geuser (de) (Frédéric, Jacques, Marie), capitaine de frégate ; 25 ans de services. Guilbaut (Jérôme), lieutenant de vaisseau ; 20 ans de services. Cité. Jannot (Hubert, Marie, André), capitaine de frégate ; 24 ans de services. Judde de Lariviere (Jean, Marie, André), capitaine de frégate ; 21 ans de services. Cité. Jung (Jean-Yves, René, Joseph), capitaine de frégate ; 29 ans de services. Kernéis (Olivier), capitaine de frégate ; 24 ans de services. Lagrange (Armelle, Christiane, Raymonde), capitaine de frégate ; 26 ans de services. Laine (Hugues, Alain, Henri), capitaine de frégate ; 21 ans de services. Laurent (Philippe, Noël), capitaine de frégate ; 27 ans de services. Mailhac (Christophe, Marcel, René), capitaine de corvette ; 16 ans de services et 19 ans de bonifications. Maloux (Louis, Pierre, Albert), capitaine de frégate ; 17 ans de services et 21 ans de bonifications. Mérieult (Christophe, Roland, Jean-Marie), capitaine de frégate ; 24 ans de services. Moreau (Marc, Samuel), capitaine de frégate ; 17 ans de services et 21 ans de bonifications. Cité. Nadaud (François, Robert, Fernand), administrateur en chef de 1re classe ; 25 ans de services. Naudet (Philippe, Serge), capitaine de frégate ; 19 ans de services et 22 ans de bonifications. Cité. Navarro (Jérôme, François, Nicolas), capitaine de frégate ; 23 ans de services. Orcel (Charles-Henry, Lucien, Nicolas), capitaine de frégate ; 22 ans de services. Ortolo (Laurent, Marie, Paul), capitaine de frégate ; 28 ans de services. Ouk (Mackara), capitaine de frégate ; 20 ans de services. Peydière (François, Marie, Philippe), capitaine de frégate ; 23 ans de services. Porcher (Jean, Daniel, Michel), capitaine de frégate ; 21 ans de services. Priol (Richard, Romuald), capitaine de frégate ; 31 ans de services. Rimbault (Benoit, Roger, Raoul), lieutenant de vaisseau ; 20 ans de services. Cité. Roussel (Geoffroy, Arnaud, Marie), capitaine de frégate ; 21 ans de services. Roussille (Olivier, Eric, Bernard), capitaine de corvette ; 16 ans de services et 20 ans de bonifications. Sagorin (Emmanuel, Yves), capitaine de frégate ; 22 ans de services. Cité. Cité. Cité. Cité. Cité. Cité. Cité. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 6 sur 65 Saint-Remy (Laurent, André, René), capitaine de frégate ; 32 ans de services. Sanlaville (Patrick, Robert), administrateur en chef de 1re classe ; 26 ans de services. Sassard (Emmanuel, Jean-Marie, Daniel), lieutenant de vaisseau ; 17 ans de services et 12 ans de bonifications. Cité. Saucede (Pierre, Jean-Marie, Paul), capitaine de frégate ; 22 ans de services. Schmittlin (Franck, Roger), capitaine de corvette ; 17 ans de services et 21 ans de bonifications. Cité. Tandonnet (Guillaume, Marie, Jean), capitaine de corvette ; 16 ans de services et 15 ans de bonifications. Cité. Thiebaut (Sébastien, Roger, Emile), premier maître ; 17 ans de services et 23 ans de bonifications. Cité. Turquet (David, Michel, Nicolas), lieutenant de vaisseau ; 18 ans de services et 25 ans de bonifications. Cité. Tus (François, Paul, Ulysse), lieutenant de vaisseau ; 18 ans de services et 27 ans de bonifications. Cité. Zilka (Damien, Gilbert), capitaine de corvette ; 16 ans de services et 26 ans de bonifications. Cité. ARMÉE DE L’AIR Alborna (Fabrice), lieutenant-colonel ; 20 ans de services. Cité. Antoon (Luc, André, Maurice), lieutenant-colonel ; 25 ans de services. Armand (Jérôme, Joël, Claude), lieutenant-colonel ; 30 ans de services. Augelet (Bertrand, Régis), lieutenant-colonel ; 23 ans de services. Aviron (Bruno, Jean), lieutenant-colonel ; 32 ans de services. Balsamo (Sébastien), capitaine ; 16 ans de services et 25 ans de bonifications. Cité. Bauer (Thierry, André, Philippe), colonel ; 23 ans de services. Baunin (Mathieu, René, Jean), capitaine ; 19 ans de services et 23 ans de bonifications. Cité. Beccaletto (Vincent), capitaine ; 16 ans de services et 27 ans de bonifications. Cité. Bernier (Nicolas, Jean, Gérard), lieutenant-colonel ; 26 ans de services. Bertrand (David, Henri, Aldo), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Bertrand (Franck), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Blassel (Nicolas, Jean, Pierre), lieutenant-colonel ; 26 ans de services. Boiteau (Emmanuel, Ivan, Bernard), lieutenant-colonel ; 21 ans de services. Bonningue (Judicaël, Denis, Gérard), capitaine ; 17 ans de services et 29 ans de bonifications. Cité. Borel (Jean-Robert, Léonce, Louis), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Borja (Jean, Patrick), lieutenant-colonel ; 20 ans de services. Botella (Dominique, Pierre), lieutenant-colonel ; 31 ans de services. Bouillie (Thierry, Lucien, Gilbert), lieutenant-colonel ; 30 ans de services. Bourdeloux (Guillaume, Jean, Henri), lieutenant-colonel ; 20 ans de services. Bourgis (Pascal, Pierre-Marie), lieutenant-colonel ; 31 ans de services. Bourion (Yann, Michel, Dominique), lieutenant-colonel ; 18 ans de services et 23 ans de bonifications. Cité. Boy (Gilles, Georges, René), lieutenant-colonel ; 32 ans de services. Brisset (Philippe, Claude), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Brun (Jean-Noël, Jacques), lieutenant-colonel ; 30 ans de services. Buffereau (Jean-Noël, Christophe, Robert), colonel ; 23 ans de services. Casagrande (Fabrizzio), lieutenant-colonel ; 31 ans de services. Castaing (Georges-Eric), capitaine ; 23 ans de services. Cité. Castellarnau (Rémy, André), lieutenant-colonel ; 24 ans de services. Chabane (Jean-Xavier, Marcel), colonel ; 23 ans de services. Chailloux (Christian, Bernard), lieutenant-colonel ; 30 ans de services. Chavane (Renan), lieutenant-colonel ; 22 ans de services. Clair (Michel, Georges, Lucien), lieutenant-colonel ; 29 ans de services. Coulibaly (Fabien, Nalého, Albert), lieutenant-colonel ; 18 ans de services et 23 ans de bonifications. Cité. Crevoisier d’Hurbache (de) (Hugues, Jean, Marie), lieutenant-colonel ; 26 ans de services. Crouan (Thomas, Sylvain, César), lieutenant-colonel ; 22 ans de services. Cité. Cunat (Bruno, Jean), lieutenant-colonel ; 21 ans de services. Delorme (Olivier, Claude, Jacques), commandant ; 17 ans de services et 9 ans de bonifications. Cité. Denis (Franck, Bernard), colonel ; 26 ans de services. Deynès (Fabien), lieutenant-colonel ; 20 ans de services. Dijoux (Arnold), lieutenant-colonel ; 28 ans de services. Dormois (Jean-Philippe, Didier), lieutenant-colonel ; 28 ans de services. Dupont (Gilles, Paul), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Durieux (René-Pierre, Jean, Maurice), lieutenant-colonel ; 23 ans de services. Ethève (Edwin, Yoland, Marie), lieutenant-colonel ; 28 ans de services. Fayet (Fabrice, Stéphane, Joël), colonel ; 22 ans de services. Feret (Pascal, Joseph), sergent ; 22 ans de services. Cité. Ferré (Romain, Yves, Alain), capitaine ; 18 ans de services et 27 ans de bonifications. Cité. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 6 sur 65 Fioc (Christophe, Jean-Pierre), capitaine ; 17 ans de services et 28 ans de bonifications. Cité. Florimond (Franck, Jean, Daniel), capitaine ; 20 ans de services. Cité. Fougeroux de Campigneulles (Pierre, Jean, Marie), colonel ; 25 ans de services. Fouine (Jean-Marie, Antoine), lieutenant-colonel ; 29 ans de services. Galy (Hervé, Paul, Charles), lieutenant-colonel ; 25 ans de services. Garnier (Philippe, Georges, Gilles), commandant ; 27 ans de services. Cité. Gary (Arnaud, Charles, Jean-Marie), lieutenant-colonel ; 18 ans de services et 26 ans de bonifications. Cité. Gass (Nathalie, Françoise), lieutenant-colonel ; 28 ans de services. Gaudillière (Pierre, Maurice, Ernest), lieutenant-colonel ; 17 ans de services et 22 ans de bonifications. Cité. Gaviard (Arnaud, Roger, Henri), lieutenant-colonel ; 17 ans de services et 21 ans de bonifications. Cité. Genet (Yvan, Louis, Ernest), lieutenant-colonel ; 33 ans de services. Girard (Bernard, René, Michel), lieutenant-colonel ; 35 ans de services. Gourdain (Etienne, Yves, Marie), colonel ; 23 ans de services. Grossmann (Nicolas), commandant ; 19 ans de services et 10 ans de bonifications. Blessé et cité. Gucciardi (Jean-Marc, Pierre), lieutenant-colonel ; 23 ans de services. Guérin (Yann, Jean-Luc), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Guillaume (Olivier), commandant ; 19 ans de services et 29 ans de bonifications. Cité. Guillerme (Christian, Paul, Guy), lieutenant-colonel ; 33 ans de services. Guillet-Loma (Jean-Christophe), capitaine ; 19 ans de services et 29 ans de bonifications. Cité. Guyader (Isabelle, Roseline, Marguerite), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Citée. Habrial (Franck, René), lieutenant-colonel ; 30 ans de services. Hébras (Olivier), capitaine ; 17 ans de services et 29 ans de bonifications. Cité. Henry (Sylvie, Marie, Bernadette), lieutenant-colonel ; 28 ans de services. Herbé (Denis, Jacques), lieutenant-colonel ; 26 ans de services. Hermetet (Gaétan, Samuel), capitaine ; 17 ans de services et 26 ans de bonifications. Cité. Heurteaux (Stéphane, Joseph), lieutenant-colonel ; 25 ans de services. Hugret (Patrice), lieutenant-colonel ; 18 ans de services et 28 ans de bonifications. Cité. Invernizzi (Christophe, Marcel, Joseph), capitaine ; 24 ans de services. Cité. Jacob (Jean-Christophe, Joseph, Camille), lieutenant-colonel ; 32 ans de services. Janiga (Christophe, Olivier), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Kerzreho (Gildas, François, Pierre), capitaine ; 22 ans de services. Cité. Laborie (Géraud, Jean), colonel ; 21 ans de services. Cité. Lagrange (Patrice), lieutenant-colonel ; 42 ans de services. Lassus (Anne, Danielle, Marcelle), épouse Rouault, lieutenant-colonel ; 24 ans de services. Le Borgne (Vincent, Jérôme), capitaine ; 17 ans de services et 28 ans de bonifications. Cité. Le Flanchec (Didier), lieutenant-colonel ; 26 ans de services. Le Tréquesser (Bernard, Marcel, Henri), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Lesouef (Bertrand, Anthony), capitaine ; 17 ans de services et 26 ans de bonifications. Cité. Leverrier (Nicolas, Guy, Jacques), colonel ; 22 ans de services. Li Ah Chong (Christian, Gérard), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Lienhardt (Marc, Joseph), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Marteau (Vincent, Marie), capitaine ; 23 ans de services. Cité. Martin (Olivier, Jean), lieutenant-colonel ; 26 ans de services. Martinez (Alain, Antoine), lieutenant-colonel ; 40 ans de services. Mathieu-Palpacuer (Richard, Roger), capitaine ; 18 ans de services et 28 ans de bonifications. Cité. Mattel (Frédérique, Marcelle, Joséphine), épouse Gachet, lieutenant-colonel ; 28 ans de services. Mauvais (Philippe, Victor, Henri), lieutenant-colonel ; 31 ans de services. Melchiori (Eric, Henri), lieutenant-colonel ; 25 ans de services. Merrien (Mikaël, Yves, Louis), capitaine ; 18 ans de services et 28 ans de bonifications. Cité. Meyer (Nicolas, Michel), lieutenant-colonel ; 21 ans de services. Mirebien (Xavier, Serge, Christian), colonel ; 24 ans de services. Morineau (Jean-Jacques, Clément, Ernest), commandant ; 28 ans de services. Cité. Namysl (Xavier, François), lieutenant-colonel ; 33 ans de services. Ohrenstein (Frédéric-Guillaume, Jacques), lieutenant-colonel ; 19 ans de services et 25 ans de bonifications. Cité. Parpaillon (Daniel, Marie, Roger), colonel ; 26 ans de services. Penet (Luc, Robert, Louis), lieutenant-colonel ; 20 ans de services. Cité. Piercy (Nadia, Françoise, Mauricette), lieutenant-colonel ; 29 ans de services. Plique (François, André), capitaine ; 16 ans de services et 23 ans de bonifications. Cité. Poulet (Philippe, Bernard), lieutenant-colonel ; 26 ans de services. Rabou (Jean-Christophe), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 6 sur 65 Regnier (Jean-Marc, Francis), colonel ; 25 ans de services. Reichling (Laurent, Jean-Louis), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Renucci (Maroussia), épouse Laroche, colonel ; 21 ans de services. Renzetti (Philippe, Gérard, Jean-Marc), lieutenant-colonel ; 28 ans de services. Ribeaux (Pascal), lieutenant-colonel ; 28 ans de services. Cité. Richy (Alain, Pierre, Albert), lieutenant-colonel ; 25 ans de services. Saulnier (Philippe, Michel), lieutenant-colonel ; 28 ans de services. Schmit (Wolfgang, Marie), lieutenant-colonel ; 19 ans de services et 24 ans de bonifications. Cité. Sotty (Pascal, Jean-Michel, Brice), lieutenant-colonel ; 22 ans de services. Tantet (Eric, Olivier, Nicolas), lieutenant-colonel ; 21 ans de services. Tonello (Pierre, Joseph, Didier), sergent-chef ; 15 ans de services et 17 ans de bonifications. Cité. Toutain (Xavier, Robert, André), lieutenant-colonel ; 19 ans de services et 27 ans de bonifications. Cité. Trachet (David, Roger), capitaine ; 17 ans de services et 25 ans de bonifications. Cité. Trempon (Eric, Eddy, Hubert), lieutenant-colonel ; 28 ans de services. Tricot (François, Marc, Georges), lieutenant-colonel ; 18 ans de services et 24 ans de bonifications. Cité. Tugayé (Claude, Jean-Marie), lieutenant-colonel ; 30 ans de services. Valls (Jean-Michel), lieutenant-colonel ; 27 ans de services. Vrignaud (Bruno, Serge, Christian), lieutenant-colonel ; 39 ans de services. SERVICE D’INFRASTRUCTURE DE LA DÉFENSE Bertrand (Jean-Pierre, Emile, Joseph), ingénieur en chef de 1re classe ; 27 ans de services. Bourquard (Damien, Pierre, Dominique), ingénieur en chef de 1re classe ; 31 ans de services. Brochier (Jean-Pascal, Valentin), ingénieur en chef de 2e classe ; 29 ans de services. Girardin (Benoît, Michel, Henri), ingénieur en chef de 1re classe ; 32 ans de services. Lagache (Alain, Roger), ingénieur en chef de 1re classe ; 24 ans de services. Laumond (Patrick, Paul, Guy), ingénieur en chef de 2e classe ; 24 ans de services. Cité. Mantellato (Stéphane, Léon, Oswaldo), ingénieur en chef de 2e classe ; 29 ans de services. Plomion (Franck), ingénieur en chef de 1re classe ; 30 ans de services. Terrec (Jean-Philippe, Eugène, Claude), ingénieur en chef de 2e classe ; 29 ans de services. SERVICE DU COMMISSARIAT DES ARMÉES Bellard (Claude, Laurent), commissaire en chef de 1re classe ; 26 ans de services. Bléjean (Yves, Marie), commissaire en chef de 1re classe ; 27 ans de services. Demange (Patric, René, Marcel), commissaire en chef de 2e classe ; 34 ans de services. Etienne (Michel, Henri, Joseph), commissaire en chef de 1re classe ; 32 ans de services. Guinot (Bernard, Bruno, Marie), commissaire en chef de 2e classe ; 27 ans de services. Ménetrat (Didier, René, Marie), aumônier militaire ; 25 ans de services. Rémy (Stéphane, Wilfrid, Gérard), aumônier militaire ; 21 ans de services. SERVICE DE SANTÉ DES ARMÉES Andigné (d’) (Eric, Guy, Hugues), médecin en chef ; 27 ans de services. Cité. Attrait (Xavier, Yves), médecin en chef ; 24 ans de services. Cité. Ausset (Sylvain, Henri, Paul), médecin en chef ; 29 ans de services. Baldy (Christophe, Christian), médecin en chef ; 20 ans de services. Cité. Blanco de la Torre (Pierre, Jean, Antoine), médecin en chef ; 37 ans de services. Boissier (Jérôme, Georges, Henri), médecin en chef ; 20 ans de services. Cité. Carmoi (Thierry, Bernard, André), médecin en chef ; 30 ans de services. Chapoix (Nicolas, Victor, André), médecin en chef ; 22 ans de services. Cité. Daudé (Bernard, Paul, Louis), médecin en chef ; 37 ans de services. Deanaz (Wilfried, Mathieu, Paul), infirmier de classe normale ; 13 ans de services et 12 ans de bonifications. Cité. Flori (Laurent, Luc, Yann), médecin en chef ; 26 ans de services. Cité. Gallineau (Cyrille, Marie, Erwan), médecin principal ; 18 ans de services et 6 ans de bonifications. Cité. Gaubert-Duclos (Julien, Bertrand), médecin principal ; 18 ans de services et 7 ans de bonifications. Blessé et cité. Gelmann (Marc-Olivier, Charles, Gérard), médecin en chef ; 18 ans de services et 22 ans de bonifications. Cité. Giudice (Alain), médecin en chef ; 35 ans de services. Paez (Serge, Jean), médecin en chef ; 35 ans de services. Pajaniradja (Ilamourougou, Aroun), médecin en chef ; 26 ans de services. Cité. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 6 sur 65 Paklepa (Bruno), médecin en chef ; 22 ans de services. Cité. Papillault des Charbonneries (Laurent, Hervé), médecin en chef ; 25 ans de services. Cité. Paul (Sylvie, Corinne), médecin en chef ; 32 ans de services. Rabatel (Eric, Marcel, Joseph), médecin en chef ; 27 ans de services. Cité. Renaud (Christophe, Roger, Lucien), médecin en chef ; 29 ans de services. Cité. Solacroup (Philippe), médecin en chef ; 21 ans de services. Cité. Topin (François), médecin en chef ; 32 ans de services. Vest (Philippe, Jean, Victor), pharmacien en chef ; 32 ans de services. Woloch (Alexandre, Ludwik, Marc), médecin en chef ; 20 ans de services. Cité. Yven (Charles, Raymond), médecin en chef ; 30 ans de services. Cité. SERVICE DES ESSENCES DES ARMÉES Gambier (Gilles, Georges), lieutenant-colonel ; 31 ans de services. Nodet (Guy), ingénieur en chef de 2e classe ; 25 ans de services. Pic (Bernard, Jean, Scipion), ingénieur en chef de 1re classe ; 26 ans de services. Schwob (Bertrand, Pierre, Joseph), lieutenant-colonel ; 30 ans de services. Cité. DIRECTION GÉNÉRALE DE L’ARMEMENT Bargain (Mike), ingénieur en chef de 1re classe des études et techniques de l’armement ; 27 ans de services. Beaurenaut (Olivier, Jean-Marc, Stéphane), ingénieur en chef de l’armement ; 23 ans de services. Berthomieu (Sébastien, François, Maurice), ingénieur en chef de l’armement ; 24 ans de services. Breuille (Yan, Olivier), ingénieur en chef de 1re classe des études et techniques de l’armement ; 27 ans de services. Chabaud (Florent, Marc, Henri), ingénieur en chef de l’armement ; 24 ans de services. Cohat (Mireille, Gisèle), épouse Carlier, ingénieur en chef de l’armement ; 24 ans de services. Duchesne (Jean-Marc, Guy, Marie), ingénieur en chef de 1re classe des études et techniques de l’armement ; 32 ans de services. Even (Michel, Alain, Jean), ingénieur en chef de l’armement ; 27 ans de services. Gauthier (Alain, Jean, François), ingénieur en chef de 1re classe des études et techniques de l’armement ; 32 ans de services. Grelier (Patrick, Antoine, Marcel), ingénieur en chef de l’armement ; 24 ans de services. Guilbert (Stéphane, Louis, Jules), ingénieur en chef de 2e classe des études et techniques de l’armement ; 27 ans de services. Henry (Lionel, Laurent, Philippe), ingénieur général de 2e classe de l’armement ; 24 ans de services. Hubert (Philippe, Dominique, Joseph), ingénieur en chef de 1re classe des études et techniques de l’armement ; 30 ans de services. L’Ebraly (Hubert, Marie, Jacques), ingénieur en chef de l’armement ; 24 ans de services. Léger (Florence, Marie-Thérèse), épouse Plessix, ingénieur en chef de l’armement ; 22 ans de services. Legros (Emmanuel, Daniel), ingénieur en chef de l’armement ; 25 ans de services. Levet (Raymond, Jean-Paul, Ludovic), ingénieur en chef de l’armement ; 24 ans de services. Lorne (Thomas, Charles, Marie), ingénieur en chef de l’armement ; 23 ans de services. Marchand (Emmanuel, André, Jules), ingénieur en chef de 1re classe des études et techniques de l’armement ; 28 ans de services. Marchandin (Pascal, Michel), ingénieur en chef de 2e classe des études et techniques de l’armement ; 27 ans de services. Martin (Laurence, Sophie, Nathalie), épouse Gabouleaud, ingénieur en chef de l’armement ; 29 ans de services. Midon (Michel, Georges), ingénieur en chef de 2e classe des études et techniques de l’armement ; 28 ans de services. Morin (Lionel, Gilles, Jean), ingénieur en chef de l’armement ; 23 ans de services. Nourdin (Emmanuel, Bernard), ingénieur en chef de 1re classe des études et techniques de l’armement ; 27 ans de services. Pennanech (Pierre), ingénieur en chef de l’armement ; 27 ans de services. Prophete (Pascal, Roger, Jean-Michel), ingénieur général de 2e classe de l’armement ; 22 ans de services. Reichart (Arnaud, Mathieu), ingénieur en chef de l’armement ; 33 ans de services. Ripoche (Jean-François, Yves), ingénieur en chef de l’armement ; 23 ans de services. Thomas (Alain, Pierre, Marie), ingénieur en chef de l’armement ; 31 ans de services. Valla (Jean-Pierre), ingénieur en chef de 1re classe des études et techniques de l’armement ; 28 ans de services. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 7 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires TEXTES GÉNÉRAUX MINISTÈRE DES AFFAIRES ÉTRANGÈRES Arrêté du 28 juin 2013 portant approbation de la décision de l’assemblée générale du groupement d’intérêt public Centre d’accueil de la presse étrangère de dissolution anticipée du groupement NOR : MAEA1313478A Par arrêté du ministre des affaires étrangères et du ministre de l’économie et des finances en date du 28 juin 2013, est approuvée la décision de l’assemblée générale du groupement d’intérêt public Centre d’accueil de la presse étrangère en date du 18 juin 2013 portant dissolution du groupement à compter du 1er juillet 2013. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 8 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires TEXTES GÉNÉRAUX MINISTÈRE DE L’INTÉRIEUR Décret no 2013-567 du 26 juin 2013 modifiant le décret no 2010-564 du 28 mai 2010 fixant l’échelonnement indiciaire des corps et des emplois des personnels des services actifs de la police nationale NOR : INTC1314995D Publics concernés : fonctionnaires actifs de la police nationale du corps d’encadrement et d’application. Objet : modification des grilles indiciaires des agents concernés. Entrée en vigueur : le texte entre en vigueur le 1er juillet 2013. Notice : la politique indiciaire dans la police nationale est définie par le protocole d’accord relatif à la réforme des corps et carrières de la police nationale du 17 juin 2004. En contrepartie du renforcement opérationnel et de la redéfinition des fonctionnalités le protocole d’accord comporte un volet de revalorisations indiciaire. C’est dans ce cadre que s’inscrit la modification de la grille indiciaire du corps de commandement. Concernant le corps d’encadrement et d’application, un relevé de conclusions relatif à l’adaptation de la nouvelle grille de la catégorie B a été signé le 21 septembre 2010. Ce relevé de conclusions s’inscrit dans la réforme de la catégorie B initiée par le Gouvernement et correspond à la mise en cohérence des grilles indiciaires avec la durée effective des carrières des agents. Références : le texte modifié par le présent décret peut être consulté, dans sa rédaction issue de cette modification, sur le site Légifrance (http://www.legifrance.gouv.fr). Le Premier ministre, Sur le rapport du ministre de l’intérieur, Vu le décret no 2010-564 du 28 mai 2010 fixant l’échelonnement indiciaire des corps et des emplois des personnels des services actifs de la police nationale ; Vu l’avis du comité technique de la police nationale en date du 6 juin 2013, Décrète : suivant : Art. 1 . − Le tableau figurant à l’article 5 du décret du 28 mai 2010 susvisé est remplacé par le tableau er EMPLOIS, GRADES ET ÉCHELONS INDICES BRUTS Responsable d’unité locale de police 2e échelon ................................................................................................................................................................................. 1er échelon ................................................................................................................................................................................ Major de police Echelon exceptionnel (1) ..................................................................................................................................................... 4e échelon ................................................................................................................................................................................. 3 échelon ................................................................................................................................................................................. e 711 699 660 647 628 611 587 2e échelon ................................................................................................................................................................................. 1er échelon ................................................................................................................................................................................ Brigadier-chef de police 6e échelon ................................................................................................................................................................................. 598 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 8 sur 65 EMPLOIS, GRADES ET ÉCHELONS INDICES BRUTS 5e échelon ................................................................................................................................................................................. 4e échelon ................................................................................................................................................................................. 3e échelon ................................................................................................................................................................................. 2e échelon ................................................................................................................................................................................. 1er échelon ................................................................................................................................................................................ 4e échelon provisoire (2) ..................................................................................................................................................... 3e échelon provisoire (2) ..................................................................................................................................................... 2e échelon provisoire (2) ..................................................................................................................................................... 1er échelon provisoire (2) .................................................................................................................................................... Brigadier de police 7e échelon ................................................................................................................................................................................. 6e échelon ................................................................................................................................................................................. 5e échelon ................................................................................................................................................................................. 4e échelon ................................................................................................................................................................................. 3e échelon ................................................................................................................................................................................. 2e échelon ................................................................................................................................................................................. 1er échelon ................................................................................................................................................................................ Gardien de la paix 13e échelon ............................................................................................................................................................................... 12e échelon ............................................................................................................................................................................... 11e échelon ............................................................................................................................................................................... 10e échelon ............................................................................................................................................................................... 9e échelon ................................................................................................................................................................................. 8e échelon ................................................................................................................................................................................. 7e échelon ................................................................................................................................................................................. 6e échelon ................................................................................................................................................................................. 5e échelon ................................................................................................................................................................................. 4e échelon ................................................................................................................................................................................. 3e échelon ................................................................................................................................................................................. 2e échelon ................................................................................................................................................................................. 1er échelon ................................................................................................................................................................................ Stagiaire .................................................................................................................................................................................... Elève ........................................................................................................................................................................................... 1er échelon provisoire (3) .................................................................................................................................................... 586 578 566 554 540 401 384 369 348 554 545 528 503 480 458 436 521 506 490 465 450 436 426 415 381 354 337 320 310 297 297 244 (1) Echelon exceptionnel du grade de major accessible dans les conditions fixées par l’article 20 du décret no 2004-1439 du 23 décembre 2004. (2) Echelons provisoires du grade de brigadier-chef accessibles dans les conditions prévues par le décret no 2004-1032 du 30 septembre 2004 modifiant le décret no 95-657 du 9 mai 1995 portant statut particulier du corps de maîtrise et d’application de la police nationale. (3) Echelon provisoire du grade de gardien de la paix accessible dans les conditions prévues par le décret no 2004-770 du 29 juillet 2004. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 8 sur 65 Art. 2. − Le présent décret entre en vigueur le 1er juillet 2013. Art. 3. − Le ministre de l’économie et finances, le ministre de l’intérieur, la ministre de la réforme de l’Etat, de la décentralisation et de la fonction publique et le ministre délégué auprès du ministre de l’économie et des finances, chargé du budget, sont chargés, chacun en ce qui le concerne, de l’exécution du présent décret, qui sera publié au Journal officiel de la République française. Fait le 26 juin 2013. JEAN-MARC AYRAULT Par le Premier ministre : Le ministre de l’intérieur, MANUEL VALLS Le ministre de l’économie et des finances, PIERRE MOSCOVICI La ministre de la réforme de l’Etat, de la décentralisation et de la fonction publique, MARYLISE LEBRANCHU Le ministre délégué auprès du ministre de l’économie et des finances, chargé du budget, BERNARD CAZENEUVE . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 9 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires TEXTES GÉNÉRAUX MINISTÈRE DE L’INTÉRIEUR Décret no 2013-568 du 26 juin 2013 modifiant le décret no 2011-388 du 13 avril 2011 fixant les indices de solde applicables aux corps militaires de la gendarmerie nationale NOR : INTJ1304420D Publics concernés : sous-officiers de gendarmerie. Objet : détermination des indices afférents aux échelons du corps des sous-officiers de gendarmerie. Entrée en vigueur : le décret entre en vigueur le 1er juillet 2013. Notice : le décret modifie le décret no 2011-388 du 13 avril 2011 fixant les indices de solde applicables aux corps militaires de la gendarmerie nationale afin de prendre en compte les nouvelles règles statutaires de classement et d’avancement dans les échelons du corps des sous-officiers définies par le décret no 2008-952 du 12 septembre 2008 modifié portant statut particulier du corps des sous-officiers de gendarmerie. Référence : le texte modifié par le présent décret peut être consulté, dans sa rédaction issue de cette modification, sur le site Légifrance (http://www.legifrance.gouv.fr). Le Premier ministre, Sur le rapport du ministre de l’intérieur, Vu le code de la défense, notamment ses articles L. 4123-1 et L. 4145-3 ; Vu le décret no 2011-388 du 13 avril 2011 fixant les indices de solde applicables aux corps militaires de la gendarmerie nationale, Décrète : suivant : Art. 1 . − Le tableau figurant à l’article 2 du décret du 13 avril 2011 susvisé est remplacé par le tableau er GRADE ÉCHELLE DE SOLDE ÉCHELON INDICE BRUT Major Echelle de solde spécifique des sousofficiers de gendarmerie autres que les gendarmes Exceptionnel (1) 660 6e 5e 4e 3e 2e 1er Adjudant-chef 9e 647 631 615 595 567 553 598 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 9 sur 65 GRADE ÉCHELLE DE SOLDE ÉCHELON INDICE BRUT 8e 7e 6e 5e 4e 3e 2e 1er Adjudant 9e 8e 7e 6e 5e 4e 3e 2e 1er Maréchal des logis-chef 7e 6e 5e 4e 3e 2e 1er Gendarme Echelle de solde spécifique des gendarmes 13e 586 578 572 559 555 551 541 527 554 545 539 531 516 501 491 476 467 532 517 494 468 446 430 399 521 12e 11e 506 490 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 9 sur 65 GRADE ÉCHELLE DE SOLDE ÉCHELON INDICE BRUT 10e 9e 8e 7e 6e 5e 4e 3e 2e 1er Elève gendarme / Echelon particulier 465 450 436 426 415 381 354 337 320 310 297 (1) Echelon exceptionnel attribué dans la limite de 25 % de l’effectif des majors. Art. 2. − Le présent décret entre en vigueur le 1er juillet 2013. Art. 3. − Le ministre de l’économie et des finances, le ministre de l’intérieur, la ministre de la réforme de l’Etat, de la décentralisation et de la fonction publique et le ministre délégué auprès du ministre de l’économie et des finances, chargé du budget, sont chargés, chacun en ce qui le concerne, de l’exécution du présent décret, qui sera publié au Journal officiel de la République française. Fait le 26 juin 2013. JEAN-MARC AYRAULT Par le Premier ministre : Le ministre de l’intérieur, MANUEL VALLS Le ministre de l’économie et des finances, PIERRE MOSCOVICI La ministre de la réforme de l’Etat, de la décentralisation et de la fonction publique, MARYLISE LEBRANCHU Le ministre délégué auprès du ministre de l’économie et des finances, chargé du budget, BERNARD CAZENEUVE . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 10 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires TEXTES GÉNÉRAUX MINISTÈRE DE L’INTÉRIEUR Arrêté du 27 juin 2013 modifiant l’arrêté du 20 avril 2012 fixant les conditions d’établissement, de délivrance et de validité du permis de conduire NOR : INTS1316750A Publics concernés : préfets, candidats au permis de conduire et titulaires du permis de conduire, autorités de police de la circulation, gestionnaires de la route, établissements d’enseignement de la conduite, délégués au permis de conduire et à la sécurité routière, inspecteurs du permis de conduire et de la sécurité routière. Objet : modification de la page de garde du modèle F9 du permis de conduire, de la durée de validité du certificat d’examen du permis de conduire (CEPC) et modification du modèle de permis de conduire international. Entrée en vigueur : le texte entre en vigueur le lendemain de la publication. Notice : le présent arrêté transpose la directive 2013/22/UE modifiant la directive 2006/126/CE relative au permis de conduire qui impose que tous les permis délivrés à compter du 1er juillet 2013, date d’adhésion de la Croatie à l’Union européenne, mentionnent les mots « permis de conduire » en croate sur la page de garde du titre. Il porte à quatre mois la durée de validité des CEPC établis à compter du 1er juillet 2013. Enfin, il définit le nouveau modèle de permis de conduire international. Références : l’arrêté du 20 avril 2012 modifié par le présent arrêté peut être consulté, dans sa rédaction issue de cette modification, sur le site Légifrance (http://www.legifrance.gouv.fr). Le ministre de l’intérieur, Vu la convention sur la circulation routière ouverte à la signature à Vienne le 8 novembre 1968, publiée par le décret no 77-1040 du 1er septembre 1977 ; Vu l’accord européen du 1er mai 1971 complétant la convention sur la circulation routière ouverte à la signature à Vienne le 8 novembre 1968 ; Vu la directive 2006/126/CE du Parlement européen et du Conseil modifiée relative au permis de conduire ; Vu le code de la route, notamment ses articles D. 221-3 et R. 226-1 à R. 226-4 ; Vu l’arrêté du 20 avril 2012 modifié fixant les conditions d’établissement, de délivrance et de validité du permis de conduire, Arrête : Art. 1 . − L’arrêté du 20 avril 2012 susvisé est modifié conformément aux articles 2 à 5. er Art. 2. − I. – Le I de l’article 4 est modifié conformément au II. II. − A. – Les mots : « au 15 septembre 2013 » sont remplacés par les mots : « à la date fixée par arrêté du ministre en charge de la sécurité routière ». B. – Au 1o : Les troisième, quatrième, cinquième et sixième phrases sont remplacées par les dispositions suivantes : « La délivrance du CEPC sur avis favorable autorise la conduite des véhicules correspondant à la catégorie de permis sollicitée. La durée de validité du CEPC est de deux mois à compter du jour de l’examen s’il a été établi antérieurement au 1er juillet 2013 et de quatre mois s’il a été établi à partir de cette date, sous réserve des restrictions d’usage relatives au contrôle médical de l’aptitude à la conduite prévues aux articles R. 226-1 à R. 226-4 du code de la route. » C. – Au 2o : 1o Après les mots : « une durée de validité de deux », sont ajoutés les mots : « ou de quatre » ; 2o Le mot : « également » est remplacé par les mots : « dans les mêmes conditions qu’au 1o ». III. − Au II de l’article 4, les mots : « 16 septembre 2013 » sont remplacés par les mots : « jour suivant la date définie au I de l’article 4 ». . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 10 sur 65 Art. 3. − Au V de l’article 7, après les mots : « permis de conduire international », sont ajoutés les mots : « , conformément au modèle présenté en annexe 5, ». Art. 4. − L’article 8 est ainsi modifié : A. – Au I, les mots : « un modèle de permis, joint en annexe 3 bis (modèle trois volets de couleur rose), est institué à titre transitoire. Les permis délivrés selon ce modèle transitoire seront remplacés au plus tard avant le 31 décembre 2014 » sont remplacés par les mots : « un modèle de permis conforme à l’annexe 3 bis jusqu’au 30 juin 2013 et à l’annexe 3 ter à compter du 1er juillet est institué. Les permis délivrés selon ce modèle seront remplacés à une date fixée par le ministre chargé de la sécurité routière ». B. – Les mots : « Il est, en outre, obligatoirement procédé à la délivrance d’un duplicata du titre délivré selon un modèle antérieur à celui du 19 janvier 2013, contre un permis de conduire tel qu’il est présenté en annexe 3 bis au présent arrêté pendant la période transitoire du 19 janvier 2013 au 15 septembre 2013 » sont remplacés par les mots : « Du 19 janvier au 15 septembre 2013, il est procédé à la délivrance d’un duplicata du titre conformément aux modèles présentés en annexe 3 bis ou 3 ter ». Art. 5. − Une annexe 3 ter est insérée après l’annexe 3 bis. L’annexe 4 est remplacée par l’annexe 4 jointe au présent arrêté. Une annexe 5 est ajoutée. Art. 6. − Le délégué à la sécurité et à la circulation routières est chargé de l’exécution du présent arrêté, qui sera publié au Journal officiel de la République française. Fait le 27 juin 2013. Pour le ministre et par délégation : Le préfet, délégué à la sécurité et à la circulation routières, F. PÉCHENARD . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 10 sur 65 ANNEXES ANNEXE 3 ter . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 10 sur 65 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 10 sur 65 ANNEXE 4 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 10 sur 65 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 10 sur 65 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 10 sur 65 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 10 sur 65 ANNEXE 5 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 10 sur 65 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 10 sur 65 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 10 sur 65 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 10 sur 65 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 10 sur 65 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 10 sur 65 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 10 sur 65 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 11 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires TEXTES GÉNÉRAUX MINISTÈRE DE L’ÉCOLOGIE, DU DÉVELOPPEMENT DURABLE ET DE L’ÉNERGIE Décret du 26 juin 2013 portant classement d’un site NOR : DEVL1239887D Par décret en date du 26 juin 2013, est classé parmi les sites du département des Vosges le site de la moraine de Noirgueux et de ses abords, sur le territoire de la commune de Saint-Nabord (1). (1) Le texte intégral de ce décret, la carte au 1/25 000 et les plans annexés pourront être consultés à la préfecture des Vosges, place Foch, 88026 Epinal Cedex, et à la mairie de Saint-Nabord, 1, rue de l’Eglise, 88200 Saint-Nabord. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 12 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires TEXTES GÉNÉRAUX MINISTÈRE DE L’ÉCOLOGIE, DU DÉVELOPPEMENT DURABLE ET DE L’ÉNERGIE Arrêté du 27 juin 2013 relatif aux tarifs réglementés de vente du gaz naturel fourni à partir des réseaux publics de distribution de GDF Suez NOR : DEVR1314748A Le ministre de l’économie et des finances et la ministre de l’écologie, du développement durable et de l’énergie, Vu le code de commerce, notamment son article L. 410-2 ; Vu le code de l’énergie, notamment ses articles L. 445-1 et suivants ; Vu le décret no 2009-1603 du 18 décembre 2009 modifié relatif aux tarifs réglementés de vente de gaz naturel ; Vu l’avis du Conseil supérieur de l’énergie en date du 17 juin 2013 ; Vu l’avis de la Commission de régulation de l’énergie en date du 25 juin 2013, Arrêtent : Art. 1er. − Les tarifs réglementés de vente hors taxes du gaz naturel en distribution publique de GDF SUEZ sont déterminés à partir d’une formule tarifaire qui traduit la totalité des coûts d’approvisionnement en gaz naturel et de la somme des coûts hors approvisionnement, tels que définis à l’article 4 du décret du 18 décembre 2009 modifié susvisé. Art. 2. − L’évolution du terme représentant les coûts d’approvisionnement en gaz naturel est fonction : – du taux de change dollar US contre euro, constaté sur la période de huit mois se terminant un mois avant la date du mouvement tarifaire ; – des prix, convertis en euros et constatés sur la période de huit mois se terminant un mois avant la date du mouvement tarifaire, d’un panier de produits pétroliers ; – du prix coté aux Pays-Bas du contrat futur mensuel de gaz naturel, correspondant au mois du mouvement, tel qu’il est constaté sur la période d’un mois se terminant un mois avant la date du mouvement tarifaire ; – du prix coté aux Pays-Bas du contrat futur trimestriel de gaz naturel, correspondant au trimestre calendaire du mouvement, tel qu’il est constaté sur la période d’un mois se terminant un mois avant le trimestre calendaire du mouvement. Elle s’établit selon la formule suivante : ͬm = ͬ FOD€/t*0,00776 + ͬFOL€/t*0,00654 + ͬBRENT€/bl*0,06697 + ͬ TTFQ€/MWh*0,10703 + ͬTTFM€/MWh*0,35146 + ͬUSDEUR*1,3848 où : ͬ m représente l’évolution du terme représentant les coûts d’approvisionnement en gaz naturel ; ͬFOD€/t représente l’évolution de la cotation du fioul domestique à 0,1 % en euros par tonne ; ͬFOL€/t représente l’évolution de la cotation du fioul lourd basse teneur en soufre en euros par tonne ; ͬBRENT€/bl représente l’évolution de la cotation du baril de pétrole en euros par baril ; ͬTTFQ€/MWh représente l’évolution de la cotation des contrats futurs trimestriels de gaz naturel en euros par MWh ; ͬTTFM€/MWh représente l’évolution de la cotation des contrats futurs mensuels de gaz naturel en euros par MWh ; ͬUSDEUR représente l’évolution du taux de change dollar US contre euro. Art. 3. − Les coûts hors approvisionnement couverts par les tarifs réglementés de vente de gaz naturel comportent les coûts d’utilisation des infrastructures gazières de transport et de distribution, les coûts d’utilisation de stockage de gaz naturel, les coûts de commercialisation dont les coûts des certificats d’économie d’énergie et les contributions concernant le tarif spécial de solidarité et le biométhane. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 12 sur 65 L’évaluation de ces coûts se fonde sur les dernières données observées, corrigées, le cas échéant, des facteurs d’évolution prévisibles. Les coûts des contributions concernant le tarif spécial de solidarité et le biométhane sont déterminés à partir des montants des contributions unitaires fixées par arrêtés après avis de la Commission de régulation de l’énergie. S’agissant des coûts d’utilisation des infrastructures, sont pris en compte, pour la part afférente aux ventes aux tarifs réglementés, les tarifs de distribution fixés par la Commission de régulation de l’énergie et la quote-part des coûts d’accès aux capacités de transport et de stockage. Les coûts de stockage couvrent la réservation des capacités en volume et en pointe, dans la limite des droits définie par l’arrêté pris en application du décret no 2006-1034 et sur la base de l’utilisation effective des capacités réservées, et en intégrant le coût financier d’immobilisation du volume de gaz. Les coûts de commercialisation se composent des coûts de gestion de la clientèle, de gestion de l’approvisionnement et de gestion de l’accès aux infrastructures, des coûts des certificats d’économie d’énergie et des contributions concernant le tarif spécial de solidarité et le biométhane ainsi que d’une marge commerciale raisonnable. Ils sont estimés à partir des coûts de l’année précédente, en tenant compte de l’évolution prévisionnelle des coûts et de l’évolution prévisible des volumes de vente pour l’année en cours. 18 décembre 2009 modifié relatif aux tarifs réglementés de vente de gaz naturel, et afin de parvenir progressivement à un niveau uniforme des tarifs des locaux à usage d’habitation et des tarifs des locaux hors usage d’habitation, d’ici à juillet 2014, les variations des coûts d’approvisionnement, en euros par mégawattheures, pourront s’appliquer de manière différenciée concernant les tarifs en distribution publique, conformément aux modalités mentionnées au second alinéa du présent article. Les évolutions des tarifs B2S et TEL du barème locaux à usage d’habitation pourront être majorées chaque mois, dans la limite, chaque trimestre, de 0,7 €/MWh, et celles des tarifs B2I, B2S et TEL du barème locaux hors usage d’habitation pourront être minorées chaque mois, dans la limite, chaque trimestre, de – 0,9 €/MWh, pour les tarifs B2I et dans la limite, chaque trimestre, de – 0,3 €/MWh pour les tarifs B2S et TEL. tarifs. Art. 5. − En application de l’article 6 du décret, le fournisseur modifie chaque mois les barèmes de ses Art. 4. − En application de la dérogation prévue au premier alinéa de l’article 6 du décret no 2009-1603 du Art. 6. − L’arrêté du 21 décembre 2012 relatif aux tarifs réglementés de vente de gaz naturel fourni à partir des réseaux publics de distribution de GDF SUEZ est abrogé. Art. 7. − Les barèmes hors taxes et hors CTA des tarifs réglementés en distribution publique de gaz naturel, joints en annexe, entrent en vigueur le lendemain du jour de la publication au Journal officiel du présent arrêté. Art. 8. − La directrice générale de la concurrence, de la consommation et de la répression des fraudes et le directeur de l’énergie sont chargés, chacun en ce qui le concerne, de l’exécution du présent arrêté, qui sera publié au Journal officiel de la République française. Fait le 27 juin 2013. La ministre de l’écologie, du développement durable et de l’énergie, Pour la ministre et par délégation : Le directeur de l’énergie, P.-M. ABADIE Le ministre de l’économie et des finances, Pour le ministre et par délégation : La directrice générale de la concurrence, de la consommation et de la répression des fraudes, N. HOMOBONO . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 12 sur 65 ANNEXE . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 12 sur 65 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 13 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires TEXTES GÉNÉRAUX MINISTÈRE DE L’ÉCOLOGIE, DU DÉVELOPPEMENT DURABLE ET DE L’ÉNERGIE Arrêté du 27 juin 2013 relatif aux tarifs réglementés de vente du gaz naturel à souscription de GDF Suez NOR : DEVR1314750A Le ministre de l’économie et des finances et la ministre de l’écologie, du développement durable et de l’énergie, Vu le code de commerce, notamment son article L. 410-2 ; Vu le code de l’énergie, notamment ses articles L. 445-1 et suivants ; Vu le décret no 2009-1603 du 18 décembre 2009 modifié relatif aux tarifs réglementés de vente de gaz naturel ; Vu l’avis du Conseil supérieur de l’énergie en date du 17 juin 2013 ; Vu l’avis de la Commission de régulation de l’énergie en date du 25 juin 2013, Arrêtent : Art. 1 . − Les tarifs réglementés de vente hors taxes du gaz naturel en distribution publique de GDF SUEZ sont déterminés à partir d’une formule tarifaire qui traduit la totalité des coûts d’approvisionnement en gaz naturel et de la somme des coûts hors approvisionnement, tels que définis à l’article 4 du décret du 18 décembre 2009 modifié susvisé. Art. 2. − L’évolution du terme représentant les coûts d’approvisionnement en gaz naturel est fonction : – du taux de change dollar US contre euro, constaté sur la période de trois mois se terminant un mois avant la date du mouvement tarifaire ; – des prix, convertis en euros et constatés sur la période de trois mois se terminant un mois avant la date du mouvement tarifaire, d’un panier de produits pétroliers ; – du prix du gaz naturel coté aux Pays-Bas constaté sur la période d’un mois se terminant un mois avant la date du mouvement tarifaire. er Elle s’établit selon la formule suivante : ͬ m = ͬ FOD€/t*0,00776 + ͬ FOL€/t*0,00654 + ͬ BRENT€/bl*0,06697 + ͬ TTF€/MWh*0,45849 + ͬ USDEUR*1,3848 où : ͬ m représente l’évolution du terme représentant les coûts d’approvisionnement en gaz naturel en € par MWh ; ͬ FOD€/t représente l’évolution de la cotation du fioul domestique à 0,1 % en € par tonne ; ͬ FOL€/t représente l’évolution de la cotation du fioul lourd basse teneur en soufre en € par tonne ; ͬ BRENT€/bl représente l’évolution de la cotation du baril de pétrole en € par baril ; ͬ TTF€/MWh représente l’évolution de la cotation des contrats futurs trimestriels de gaz naturel en € par MWh ; ͬ USDEUR représente l’évolution du taux de change dollar US contre euro. Art. 3. − Les coûts hors approvisionnement couverts par les tarifs réglementés de vente de gaz naturel comportent les coûts d’utilisation des infrastructures gazières de transport et de distribution, les coûts d’utilisation de stockage de gaz naturel, les coûts de commercialisation dont les coûts des certificats d’économie d’énergie et les contributions concernant le tarif spécial de solidarité et le biométhane. L’évaluation de ces coûts se fonde sur les dernières données observées, corrigées, le cas échéant, des facteurs d’évolution prévisibles. Les coûts des contributions concernant le tarif spécial de solidarité et le biométhane sont déterminés à partir des montants des contributions unitaires fixées par arrêtés après avis de la CRE. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 13 sur 65 S’agissant des coûts d’utilisation des infrastructures, sont pris en compte, pour la part afférente aux ventes aux tarifs réglementés, les tarifs de distribution fixés par la CRE et la quote-part des coûts d’accès aux capacités de transport et de stockage. Les coûts de stockage couvrent la réservation des capacités en volume et en pointe, dans la limite des droits définie par l’arrêté pris en application du décret no 2006-1034 et sur la base de l’utilisation effective des capacités réservées, et en intégrant le coût financier d’immobilisation du volume de gaz. Les coûts de commercialisation se composent des coûts de gestion de la clientèle, de gestion de l’approvisionnement et de gestion de l’accès aux infrastructures, des coûts des contributions concernant le tarif spécial de solidarité et le biométhane ainsi que d’une marge commerciale raisonnable. Ils sont estimés à partir des coûts de l’année précédente, en tenant compte de l’évolution prévisionnelle des coûts et de l’évolution prévisible des volumes de vente pour l’année en cours. Art. 4. − La fréquence de modification des barèmes mentionnés à l’article 6 du décret est trimestrielle, sous réserve de l’intervention d’un nouvel arrêté tarifaire pris en application de l’article 5 du décret du 18 décembre 2009 modifié. Art. 5. − L’arrêté du 21 décembre 2012 relatif aux tarifs réglementés de vente de gaz naturel à souscription de GDF SUEZ est abrogé. Art. 6. − Les barèmes des tarifs réglementés de vente de gaz naturel à souscription de GDF Suez, en annexe, entrent en vigueur le lendemain du jour de la publication au Journal officiel du présent arrêté. Art. 7. − La directrice générale de la concurrence, de la consommation et de la répression des fraudes et le directeur de l’énergie sont chargés, chacun en ce qui le concerne, de l’exécution du présent arrêté, qui sera publié au Journal officiel de la République française. Fait le 27 juin 2013. La ministre de l’écologie, du développement durable et de l’énergie, Pour la ministre et par délégation : Le directeur de l’énergie, P.-M. ABADIE Le ministre de l’économie et des finances, Pour le ministre et par délégation : La directrice générale de la concurrence, de la consommation et de la répression des fraudes, N. HOMOBONO ANNEXE TARIF S2S HORS CONTRIBUTION TARIFAIRE D’ACHEMINEMENT ABONNEMENT EUR/an Primes fixes en c€/kWh/jour/an Hiver Eté 5 595,48 Prix proportionnels en c€/kWh/jour/an Hiver Eté Niveau S0 Niveau S1 Niveau S2 Niveau S3 Niveau S4 Niveau S5 Niveau S6 33,936 36,108 38,280 40,452 42,624 44,796 46,968 14,880 17,052 19,224 21,396 23,568 25,740 27,912 4,306 4,330 4,354 4,378 4,402 4,426 4,450 3,679 3,703 3,727 3,751 3,775 3,799 3,823 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 13 sur 65 ABONNEMENT EUR/an Primes fixes en c€/kWh/jour/an Hiver Eté 5 595,48 Prix proportionnels en c€/kWh/jour/an Hiver Eté Niveau S7 Niveau S8 Niveau S9 Niveau S10 Niveau S11 Réduction de tranche (c€/kWh) 3 GWh 200 GWh 49,140 51,312 53,484 55,656 57,828 30,084 32,256 34,428 36,600 38,772 4,474 4,498 4,522 4,546 4,570 3,847 3,871 3,895 3,919 3,943 0,595 0,046 TARIF STS TARIF ZONE D’APPLICATION INDEX DE RÉFÉRENCE COEFFICIENT multiplicateur FACTURATION DE LA CLIENTÈLE majoration en valeur absolue (1) c€/kWh STS Hors zone Sud-Ouest 426 804,2/426 Hiver Eté 1,894 1,877 (1) Le signe « – » désigne une minoration en valeur absolue. TARIF H TARIF INDEX DE RÉFÉRENCE COEFFICIENT d’harmonisation FACTURATION de la clientèle variation prime fixe c€/(kWh/j) FACTURATION DE LA CLIENTÈLE Variation appliquée aux prix unitaires (N=426)c€/kWh H 426 804,2/426 0,000 1,0638 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 14 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires TEXTES GÉNÉRAUX MINISTÈRE DE LA DÉFENSE Décret du 26 juin 2013 portant abrogation du décret du 27 octobre 1934 portant classement de la poudrerie nationale de Pont-de-Buis (Finistère) comme servant à la conservation, à la manipulation ou à la fabrication des poudres, munitions, artifices ou explosifs et création d’un polygone d’isolement autour de son emprise NOR : DEFP1315899D Par décret en date du 26 juin 2013, le décret du 27 octobre 1934 portant classement de la poudrerie nationale de Pont-de-Buis (Finistère) comme servant à la conservation, à la manipulation ou à la fabrication des poudres, munitions, artifices ou explosifs et création d’un polygone d’isolement autour de son emprise est abrogé. Le polygone d’isolement créant la zone de servitude autour de la poudrerie nationale de Pont-de-Buis (Finistère) est supprimé. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 15 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires TEXTES GÉNÉRAUX MINISTÈRE DE L’AGRICULTURE, DE L’AGROALIMENTAIRE ET DE LA FORÊT Arrêté du 25 juin 2013 modifiant l’arrêté du 13 septembre 1985 modifié portant règlement du pari mutuel urbain et sur les hippodromes NOR : AGRT1314947A Le ministre de l’agriculture, de l’agroalimentaire et de la forêt et le ministre délégué auprès du ministre de l’économie et des finances, chargé du budget, Vu la loi du 2 juin 1891 réglementant l’autorisation et le fonctionnement des courses de chevaux, modifiée en dernier lieu par la loi no 2010-476 du 12 mai 2010 ; Vu le décret du 11 juillet 1930 portant extension du pari mutuel hors les hippodromes, modifié par le décret du 12 mai 1948 ; Vu le décret no 97-456 du 5 mai 1997 modifié relatif aux sociétés de courses de chevaux et au pari mutuel, notamment son article 39 ; Vu l’arrêté du 13 septembre 1985 modifié portant règlement du pari mutuel urbain et sur les hippodromes ; Après avis du ministre de l’intérieur ; Sur proposition du groupement d’intérêt économique « Pari mutuel urbain », Arrêtent : Art. 1 . − L’arrêté du 13 septembre 1985 susvisé est modifié conformément aux articles 2 à 10 du présent arrêté. Art. 2. − Le premier alinéa de l’article 21.6 est remplacé par les dispositions suivantes : « L’enregistrement des paris par l’intermédiaire d’une carte privative, dénommée la “Carte PMU”, peut être proposé dans les postes d’enregistrement du pari mutuel urbain et aux guichets des hippodromes connectés au système central du pari mutuel urbain, offrant cette possibilité. » Art. 3. − Le premier alinéa de l’article 21.9 est remplacé par les dispositions suivantes : er « Le titulaire peut approvisionner son compte, dans les postes d’enregistrement du pari mutuel urbain et aux guichets des hippodromes connectés au système central du pari mutuel urbain, par carte de paiement à son nom ou par chèques ou virements bancaires auprès des services du pari mutuel urbain. » Art. 4. − Le premier alinéa de l’article 21.10 est remplacé par les dispositions suivantes : « Le titulaire peut approvisionner son compte ou demander un retrait sur son solde créditeur dans les postes d’enregistrement du pari mutuel urbain et aux guichets des hippodromes connectés au système central du pari mutuel urbain, en espèces dans les conditions fixées à l’alinéa ci-dessous. » Art. 5. − Le troisième alinéa de l’article 21.9 et le deuxième alinéa de l’article 106 sont complétés par la phrase suivante : « Les sommes correspondant à des bonus ou abondements portées au crédit d’un compte joueur dans le cadre d’opérations promotionnelles ne peuvent être retirées. » Art. 6. − Le cinquième alinéa de l’article 21.13 est remplacé par les dispositions suivantes : « Aucune réclamation concernant une erreur éventuelle dans la délivrance ou l’établissement du reçu n’est admise après que le parieur a quitté le poste d’enregistrement ou le guichet de l’hippodrome. » Art. 7. − Le 1 et le 2 de l’article 48.4 sont remplacés par les dispositions suivantes : « 1. Lorsque dans une épreuve où fonctionne le pari “Couplé ordre international”, il n’y a aucune mise sur la permutation des deux premiers chevaux classés dans l’ordre exact d’arrivée ou, dans le cas d’arrivée “dead heat” de deux chevaux ou plus à la première ou à la deuxième place, s’il n’y a aucune mise sur aucune des permutations payables, les modalités particulières de traitement selon le pays concerné sont portées à la connaissance des parieurs au plus tard lors du début des opérations d’enregistrement du pari considéré. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 15 sur 65 2. Dans le cas d’arrivée “dead heat”, s’il n’y a aucune mise sur l’une des combinaisons payables, la fraction de la masse à partager afférente à cette combinaison est réservée pour constituer une tirelire. La part de cette tirelire constituée par les enjeux centralisés en France est ajoutée à la masse à partager du premier pari “Couplé ordre international” organisé en masse commune avec le même pays où la tirelire a été constituée, soit sur la première journée suivante, soit proposé sur une journée portée à la connaissance des parieurs. » Art. 8. − Le b de l’article 75.7 est remplacé par les dispositions suivantes : « b) Lorsque dans une épreuve où fonctionne le pari “Trio ordre international”, il n’y a aucune mise sur la permutation des trois premiers chevaux classés dans l’ordre exact d’arrivée ou, en cas de “dead heat”, s’il n’y a aucune mise sur aucune des permutations payables les modalités particulières de traitement selon le pays concerné sont portées à la connaissance des parieurs au plus tard lors du début des opérations d’enregistrement du pari considéré. » Art. 9. − Le deuxième alinéa de l’article 95.5 est remplacé par les dispositions suivantes : « 3 % au maximum de cette masse à partager peuvent être réservés pour constituer un “Fonds Tirelire” selon les dispositions du 4 de l’article 95.9. Le taux effectif appliqué est porté à la connaissance des parieurs au plus tard lors du début des opérations d’enregistrement du pari “Quinté Plus”. » Art. 10. − Le chapitre III « Paris par téléphone global » du titre III est abrogé. Art. 11. − Les dispositions du présent arrêté prennent effet le 1er juillet 2013. Art. 12. − Le directeur général des politiques agricole, agroalimentaire et des territoires est chargé de l’exécution du présent arrêté, qui sera publié au Journal officiel de la République française. Fait le 25 juin 2013. Le ministre de l’agriculture, de l’agroalimentaire et de la forêt, Pour le ministre et par délégation : Par empêchement du directeur général des politiques agricole, agroalimentaire et des territoires : Le sous-directeur du développement rural et du cheval, P. SCHWARTZ Le ministre délégué auprès du ministre de l’économie, et des finances, chargé du budget, Pour le ministre et par délégation : Par empêchement du directeur du budget : L’inspectrice des finances, M. JODER . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 16 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires TEXTES GÉNÉRAUX MINISTÈRE DE L’AGRICULTURE, DE L’AGROALIMENTAIRE ET DE LA FORÊT Arrêté du 26 juin 2013 mettant en place la visite sanitaire dans les élevages de volailles NOR : AGRG1231404A Publics concernés : éleveurs de volailles, vétérinaires sanitaires. Objet : pour donner suite à l’une des actions (action 9 : « faire évoluer la visite sanitaire en élevage ») des états généraux du sanitaire, la direction générale de l’alimentation a entrepris de compléter le dispositif existant dans l’espèce bovine en l’étendant aux volailles. Entrée en vigueur : le texte entre en vigueur le 1er juillet 2013. Notice : le présent arrêté a pour objectif de rendre obligatoire, tous les deux ans, une visite sanitaire dans les élevages de plus de 250 volailles. Cette visite est confiée au vétérinaire sanitaire de l’élevage (désigné au préfet par l’éleveur). Cet arrêté est en lien avec la rénovation de l’inspection en abattoir et fait partie intégrante du programme pilote. Références : l’arrêté peut être consulté sur le site Légifrance (http://www.legifrance.gouv.fr). Le ministre de l’agriculture, de l’agroalimentaire et de la forêt et le ministre délégué auprès du ministre de l’économie et des finances, chargé du budget, Vu le règlement (CE) no 852/2004 du Parlement européen et du Conseil du 29 avril 2004 modifié relatif à l’hygiène des denrées alimentaires ; Vu le règlement (CE) no 853/2004 du Parlement européen et du Conseil du 29 avril 2004 modifié fixant les règles spécifiques applicables aux denrées alimentaires d’origine animale ; Vu le règlement (CE) no 854/2004 du Parlement européen et du Conseil du 29 avril 2004 modifié fixant les règles spécifiques d’organisation des contrôles officiels concernant les produits d’origine animale destinés à la consommation humaine ; Vu le règlement (CE) no 882/2004 du Parlement européen et du Conseil du 29 avril 2004 modifié relatif aux contrôles officiels effectués pour s’assurer de la conformité avec la législation sur les aliments pour animaux et les denrées alimentaires et avec les dispositions relatives à la santé animale et au bien-être des animaux ; Vu le code rural et de la pêche maritime, notamment ses articles L. 203-1 et suivants et R. 203-1 et suivants ; Vu l’arrêté du 5 juin 2000 modifié relatif au registre d’élevage, Arrêtent : Art. 1 . − Aux fins du présent arrêté, on entend par « volailles » les oiseaux d’élevage, y compris les oiseaux qui ne sont pas considérés comme domestiques, mais qui sont élevés en tant qu’animaux domestiques, à l’exception des ratites. er Art. 2. − Il est institué en élevage de volailles une visite sanitaire obligatoire dont l’objet est de sensibiliser l’éleveur à la santé publique vétérinaire ainsi qu’aux moyens d’améliorer le niveau de maîtrise des risques sanitaires de son exploitation. Cette visite permet de collecter les données et informations relatives à la santé publique vétérinaire destinées au préfet pour l’analyse du risque sanitaire de la filière dans son département. Les données et informations collectées concernent les locaux et les équipements, la gestion sanitaire, la protection des animaux et le fonctionnement des élevages en lien avec les risques sanitaires et de biosécurité ainsi que la tenue à jour des registres et documents sanitaires. Art. 3. − La collecte des données et des informations mentionnées à l’article 2 est confiée au vétérinaire sanitaire désigné par l’éleveur auprès du préfet du département où est situé l’élevage. Elle est accomplie à l’occasion d’une visite réalisée dans l’exploitation en présence de l’éleveur ou de son représentant. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 16 sur 65 Art. 4. − La visite sanitaire de volailles concerne les élevages de plus de 250 volailles. En cas d’élevage multi-espèces, une seule visite sanitaire est conduite pour l’ensemble des espèces de volailles concernées par la visite sanitaire avicole. Art. 5. − Chaque éleveur de volailles concerné doit faire réaliser tous les deux ans la visite mentionnée à l’article 2. Les modalités d’organisation et de réalisation de la visite sanitaire avicole sont définies par instruction du ministre chargé de l’agriculture. Art. 6. − La visite sanitaire en élevage de volailles est conduite sur la base d’un dossier composé : – d’une fiche de présentation du site d’élevage comportant des éléments pré-renseignés à partir des bases de données des systèmes d’information de la direction générale de l’alimentation ; – d’un formulaire de visite sanitaire à renseigner par le vétérinaire sanitaire ; – le cas échéant, d’une fiche d’information à présenter et à remettre à l’éleveur. Dans des conditions définies par instruction du ministre chargé de l’agriculture, le remplissage du formulaire de visite sanitaire ainsi que l’enregistrement des données relevées sont effectués par le vétérinaire sanitaire. Art. 7. − Après la réalisation de la visite : – le formulaire de visite est signé par le vétérinaire sanitaire, et l’éleveur ou son représentant. Ce formulaire est conservé par l’éleveur pendant une période minimale de cinq ans dans le registre d’élevage. L’éleveur transmet le formulaire de visite le plus récent aux services d’inspection des abattoirs auxquels il livre des volailles. Cette transmission n’intervient qu’une fois par formulaire et par service d’inspection d’abattoir ; – un double du formulaire de visite est conservé au domicile professionnel d’exercice du vétérinaire sanitaire pendant une période minimale de cinq ans ; – le vétérinaire sanitaire assure un enregistrement, ou la transmission au préfet, selon des modalités précisées par instruction du ministre chargé de l’agriculture, des données qu’il a relevées dans le formulaire de visite complété. Cette procédure de validation, stockage et transmission des documents complétés peut être effectuée sous forme dématérialisée sous réserve que des modalités techniques garantissent l’authenticité de la preuve et la validité de la signature du vétérinaire sanitaire. Art. 8. − L’Etat prend en charge le coût de la visite obligatoire pour un montant de huit actes médicaux vétérinaires (AMV). Ce coût comprend : – l’impression et la duplication des documents de la visite ; – la réalisation de la visite et le remplissage du formulaire de visite ; – l’enregistrement ou la transmission de toutes les données relevées par le vétérinaire sanitaire dans le formulaire de visite ; – les déplacements afférents à la réalisation de la visite. Art. 9. − Le présent arrêté entre en vigueur le 1er juillet 2013. Art. 10. − Le directeur général de l’alimentation, le directeur du budget et les préfets sont chargés, chacun en ce qui le concerne, de l’exécution du présent arrêté, qui sera publié au Journal officiel de la République française. Fait le 26 juin 2013. Le ministre de l’agriculture, de l’agroalimentaire et de la forêt, Pour le ministre et par délégation : Le directeur général de l’alimentation, P. DEHAUMONT Le ministre délégué auprès du ministre de l’économie et des finances, chargé du budget, Par empêchement du directeur du budget : Le premier conseiller des tribunaux administratifs et cours administratives d’appel, chargé de la 7e sous-direction, A. KOUTCHOUK . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 17 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires TEXTES GÉNÉRAUX MINISTÈRE DE L’AGRICULTURE, DE L’AGROALIMENTAIRE ET DE LA FORÊT Arrêté du 27 juin 2013 relatif à la prime de fonctions et de rendement de certains personnels de l’Agence de services et de paiement, de l’Etablissement national des produits de l’agriculture et de la mer, de l’Institut national de l’origine et de la qualité et de l’Office pour le développement de l’économie agricole d’outre-mer NOR : AGRS1315132A Le ministre de l’agriculture, de l’agroalimentaire et de la forêt, la ministre de la réforme de l’Etat, de la décentralisation et de la fonction publique et le ministre délégué auprès du ministre de l’économie, des finances, chargé du budget, Vu le décret no 2010-1248 du 20 octobre 2010 fixant les dispositions applicables aux agents contractuels à durée indéterminée de l’agence de services et de paiement, de l’Etablissement national des produits de l’agriculture et de la mer, de l’Institut national de l’origine et de la qualité et de l’Office pour le développement de l’économie agricole d’outre-mer, Arrêtent : Art. 1 . − La prime de fonctions et de rendement visée à l’article 6 du décret du 20 octobre 2010 susvisé est attribuée annuellement aux agents en position d’activité régis par ce décret et versée selon une périodicité mensuelle. Art. 2. − Le montant individuel théorique de la prime de fonctions et de rendement se décompose entre un montant de référence représentant la part fonctionnelle et un montant de référence représentant la part liée au rendement de cette prime. Art. 3. − Le montant représentant la part fonctionnelle et le montant représentant la part liée au rendement sont déterminés de la manière suivante : er I. – S’agissant de la part fonctionnelle, l’attribution individuelle est déterminée par application au montant de référence d’un coefficient multiplicateur compris dans une fourchette de 1 à 6 au regard des responsabilités, de la technicité et des sujétions spéciales liées à la fonction exercée. II. – S’agissant de la part tenant compte des résultats de la procédure d’évaluation individuelle visée à l’article 7 du décret du 20 octobre 2010 susvisé, le montant de référence est modulable par application d’un coefficient compris dans une fourchette de 0 à 6. Le montant individuel attribué au titre de cette part fait l’objet d’un réexamen annuel au vu des résultats de la procédure d’évaluation individuelle mentionnée ci-dessus. Tout ou partie de cette part peut être attribué au titre d’une année sous la forme d’un versement exceptionnel, pouvant intervenir une à deux fois par an et non reconductible automatiquement d’une année sur l’autre. Art. 4. − Le montant de référence représentant la part fonctionnelle et le montant de référence représentant la part liée au rendement sont fixés dans la limite d’un plafond pour chacun des groupes comme suit : 1o Pour le groupe 5 : (Montant de référence en euros) SIÈGE Résultats individuels PLAFOND Fonctions 2e niveau .................................................................................................... 1er niveau .................................................................................................... 1 100 1 040 275 260 8 250 7 800 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 17 sur 65 (Montant de référence en euros) RÉGION Résultats individuels PLAFOND Fonctions 2e niveau .................................................................................................... 1er niveau .................................................................................................... 1 100 1 040 275 260 8 250 7 800 2o Pour le groupe 4 : (Montant de référence en euros) SIÈGE Résultats individuels PLAFOND Fonctions 3e niveau .................................................................................................... 2e niveau .................................................................................................... 1er niveau .................................................................................................... 1 233 1 166 1 100 528 500 471 10 556 9 996 9 426 (Montant de référence en euros) RÉGION Résultats individuels PLAFOND Fonctions 3e niveau .................................................................................................... 2e niveau .................................................................................................... 1er niveau .................................................................................................... 1 196 1 131 1 067 512 485 457 10 248 9 696 9 144 3o Pour le groupe 3 : (Montant de référence en euros) SIÈGE Résultats individuels PLAFOND Fonctions 3e niveau .................................................................................................... 2e niveau .................................................................................................... 1er niveau .................................................................................................... 1 468 1 385 1 307 629 594 560 12 582 11 874 11 202 (Montant de référence en euros) RÉGION Résultats individuels PLAFOND Fonctions 3e niveau .................................................................................................... 1 424 610 12 204 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 17 sur 65 RÉGION Résultats individuels PLAFOND Fonctions 2e niveau .................................................................................................... 1er niveau .................................................................................................... 1 343 1 268 576 543 11 514 10 866 4o Pour le goupe 2 : (Montant de référence en euros) SIÈGE Résultats individuels PLAFOND Fonctions 2e niveau .................................................................................................... 1er niveau .................................................................................................... 1 900 1 733 1 267 1 155 19 002 17 328 (Montant de référence en euros) RÉGION Résultats individuels PLAFOND Fonctions 2e niveau .................................................................................................... 1er niveau .................................................................................................... 1 843 1 681 1 229 1 120 18 432 16 806 5o Pour le groupe 1 : (Montant de référence en euros) SIÈGE Résultats individuels PLAFOND Fonctions Echéance provisoire ............................................................................... 4e niveau .................................................................................................... 3e niveau .................................................................................................... 2e niveau .................................................................................................... 1er niveau .................................................................................................... 2 100 2 050 2 000 1 950 1 950 1 718 1 677 1 636 1 595 1 595 22 908 22 362 21 816 21 270 21 270 (Montant de référence en euros) RÉGION Résultats individuels PLAFOND Fonctions Echéance provisoire ............................................................................... 2 100 1 667 22 908 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 17 sur 65 RÉGION Résultats individuels PLAFOND Fonctions 4e niveau .................................................................................................... 3e niveau .................................................................................................... 2e niveau .................................................................................................... 1er niveau .................................................................................................... 2 050 2 000 1 950 1 950 1 627 1 587 1 548 1 548 22 362 21 816 21 270 21 270 6o Pour les emplois fonctionnels : (Montant de référence en euros) SIÈGE Résultats individuels PLAFOND Fonctions 4e niveau .................................................................................................... 3e niveau .................................................................................................... 2e niveau .................................................................................................... 1er niveau .................................................................................................... 3 800 3 400 3 100 3 500 6 000 5 300 4 500 2 400 34 800 31 200 27 360 23 640 Art. 5. − La prime de fonctions et de rendement est exclusive de toutes autres indemnités liées aux fonctions et à la manière de servir à l’exception de celles prévues aux 2o et 3o de l’article 6 du décret du 20 octobre 2012 susvisé. Art. 6. − Le président du comité des établissements employeurs est chargé de l’exécution du présent arrêté, qui sera publié au Journal officiel de la République française. Fait le 27 juin 2013. Le ministre de l’agriculture, de l’agroalimentaire et de la forêt, Pour le ministre et par délégation : Le chef du service des ressources humaines, P. MÉRILLON La ministre de la réforme de l’Etat, de la décentralisation et de la fonction publique, Pour la ministre et par délégation : Le sous-directeur des rémunérations, de la protection sociale et des conditions de travail, N. DE SAUSSURE Le ministre délégué auprès du ministre de l’économie, des finances, chargé du budget, Pour le ministre et par délégation : Par empêchement du directeur du budget : Le premier conseiller des tribunaux administratifs et cours administratives d’appel, chargé de la 7e sous-direction, A. KOUTCHOUK . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 18 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires TEXTES GÉNÉRAUX MINISTÈRE DE L’AGRICULTURE, DE L’AGROALIMENTAIRE ET DE LA FORÊT Décision du 26 juin 2013 portant délégation de signature (secrétariat général) NOR : AGRS1315670S Le secrétaire général du ministère de l’agriculture, de l’agroalimentaire et de la forêt, Vu le décret no 2005-850 du 27 juillet 2005 relatif aux délégations de signature des membres du Gouvernement, notamment son article 3 ; Vu le décret no 2008-636 du 30 juin 2008 modifié fixant l’organisation de l’administration centrale du ministère chargé de l’agriculture, de l’alimentation et de la pêche ; Vu l’arrêté du 30 juin 2008 modifié portant organisation et attributions du secrétariat général ; Vu la décision du 26 janvier 2009 modifiée portant délégation de signature (secrétariat général), Décide : Art. 1 . − Le 5 de l’article 7 de la décision du 26 janvier 2009 susvisée portant délégation de signature est remplacé par les dispositions suivantes : er « 5. M. Jean-Luc Flament, chef de mission, et M. Laurent Walch, ingénieur en chef des ponts, des eaux et des forêts, dans la limite des attributions du centre d’études et de réalisations informatiques ; ». Art. 2. − La présente décision sera publiée au Journal officiel de la République française. Fait le 26 juin 2013. J.-M. AURAND . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 19 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires TEXTES GÉNÉRAUX MINISTÈRE DE L’ÉCOLOGIE, DU DÉVELOPPEMENT DURABLE ET DE L’ÉNERGIE TRANSPORTS, MER ET PÊCHE Arrêté du 24 juin 2013 modifiant l’arrêté du 28 janvier 2013 portant création d’un régime d’effort de pêche pour la pêche professionnelle au chalut en mer Méditerranée par les navires battant pavillon français NOR : TRAM1316500A Publics concernés : personnes morales, personnes physiques, armateurs à la pêche, services déconcentrés. Objet : modification de l’arrêté portant création d’un régime d’effort de pêche pour la pêche professionnelle au chalut en mer Méditerranée par les navires battant pavillon français. Entrée en vigueur : le texte entre en vigueur le lendemain de sa publication. Notice : le présent arrêté vise à encadrer la pêche professionnelle au chalut en mer Méditerranée par les navires battant pavillon français en précisant les modalités de mise en œuvre du régime d’effort de pêche pour la pêche professionnelle au chalut en mer Méditerranée par les navires battant pavillon français. Références : le présent arrêté peut être consulté sur le site Légifrance (http://www.legifrance.gouv.fr). Le ministre délégué auprès de la ministre de l’écologie, du développement durable et de l’énergie, chargé des transports, de la mer et de la pêche, Vu les recommandations de la Commission internationale pour la conservation des thonidés de l’Atlantique (CICTA) ; Vu les recommandations de la Commission générale des pêches pour la Méditerranée ; Vu le règlement (CE) no 2371/2002 du Conseil du 20 décembre 2002 relatif à la conservation et à l’exploitation durable des ressources halieutiques dans le cadre de la politique commune des pêches ; Vu le règlement (CE) no 1967/2006 du Conseil du 21 décembre 2006 concernant des mesures de gestion pour l’exploitation durable des ressources halieutiques en Méditerranée et modifiant le règlement (CEE) no 2847/93 et abrogeant le règlement (CE) no 1626/94 ; Vu le règlement (CE) no 1005/2008 du Conseil du 29 septembre 2008 établissant un système communautaire destiné à prévenir, à décourager et à éradiquer la pêche illicite, non déclarée et non réglementée ; Vu le règlement (CE) no 1224/2009 du Conseil du 20 novembre 2009 instituant un régime communautaire de contrôle afin d’assurer le respect des règles de la politique commune de la pêche ; Vu le règlement d’exécution (UE) no 404/2011 de la Commission du 8 avril 2011 portant modalités d’application du règlement (CE) no 1224/2009 du Conseil instituant un régime communautaire de contrôle afin d’assurer le respect des règles de la politique commune de la pêche ; Vu la loi no 71-1060 du 24 décembre 1971 modifiée relative à la délimitation des eaux territoriales françaises ; Vu la loi no 76-655 du 16 juillet 1976 modifiée relative à la zone économique au large des côtes du territoire de la République ; Vu le code rural et de la pêche maritime, notamment le titre II du livre IX ; Vu le décret du 19 octobre 1967 définissant les lignes de base droites et les lignes de fermeture des baies servant à la détermination des lignes de base à partir desquelles est mesurée la largeur des eaux territoriales ; Vu le décret no 90-94 du 25 janvier 1990 pris pour l’application du titre II et du titre IV du livre IX du code rural et de la pêche maritime ; Vu le décret no 2012-1148 du 12 octobre 2012 portant création d’une zone économique exclusive au large des côtes du territoire de la République en Méditerranée ; Vu l’arrêté du 19 décembre 1994 portant réglementation technique pour la pêche en Méditerranée continentale ; . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 19 sur 65 Vu l’arrêté du 18 décembre 2006 établissant les modalités de gestion des différents régimes d’autorisations définis par la réglementation communautaire et applicables aux navires français de pêche professionnelle immatriculés dans la Communauté européenne ; Vu l’arrêté du 26 décembre 2006 établissant les modalités de répartition et de gestion collective des possibilités de pêche (quotas de captures et quotas d’effort de pêche) des navires français immatriculés dans la Communauté européenne ; Vu l’arrêté du 22 avril 2011 établissant les modalités de gestion des permis de pêche spéciaux relatifs à certains engins ou techniques de pêche applicables aux navires français de pêche professionnelle immatriculés en Méditerranée ; Vu l’arrêté du 18 mai 2011 portant création d’un permis de pêche spécial pour la pêche professionnelle au chalut en Méditerranée ; Vu l’arrêté du 28 janvier 2013 portant création d’un régime d’effort de pêche pour la pêche professionnelle au chalut en mer Méditerranée par les navires battant pavillon français ; Vu l’arrêté du 17 mai 2013 modifiant l’arrêté du 28 janvier 2013 portant création d’un régime d’effort de pêche pour la pêche professionnelle au chalut en mer Méditerranée par les navires battant pavillon français ; Vu l’avis du Comité national des pêches maritimes et des élevages marins en date du 13 juin 2013, Arrête : Art. 1er. − L’annexe à l’arrêté du 28 janvier 2013 portant création d’un régime d’effort de pêche pour la pêche professionnelle au chalut en mer Méditerranée par les navires battant pavillon français est abrogée et remplacée par l’annexe au présent arrêté. Art. 2. − La directrice des pêches maritimes et de l’aquaculture est chargée de l’exécution du présent arrêté, qui sera publié au Journal officiel de la République française. Fait le 24 juin 2013. Pour le ministre et par délégation : Par empêchement de la directrice des pêches maritimes et de l’aquaculture : Le sous-directeur des ressources halieutiques, P. DE LAMBERT DES GRANGES ANNEXE QUOTA D’EFFORT DE PÊCHE ATTRIBUÉ AUX NAVIRES DE PÊCHE BATTANT PAVILLON FRANÇAIS POUR LA PÊCHE PROFESSIONNELLE AU CHALUT (1) EN MER MÉDITERRANÉE NOMBRE DE JOURS DE PÊCHE par année de gestion Navires adhérant à l’Organisation de producteurs COPEMART (COPEMART) Navires adhérant à l’organisation de producteurs Organisation de producteurs du Sud (OP DU SUD) Navires adhérant à l’organisation de producteurs Société coopérative maritime PRO.QUA.PORT (PROQUAPORT) Navires adhérant à l’organisation de producteurs SA coopérative maritime des pêcheurs de Sète-Mole (SATHOAN) Navires n’adhérant pas à une organisation de producteurs et immatriculés dans le ressort de la région Provence-Alpes-Côte d’Azur Navires n’adhérant pas à une organisation de producteurs et immatriculés dans le ressort de la région Languedoc-Roussillon Navires n’adhérant pas à une organisation de producteurs et immatriculés dans le ressort de la collectivité territoriale de Corse Total 1 595 6 037 598 3 121 855 726 1 794 14 726 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 19 sur 65 (1) Le terme de chalut recouvre, au sens du présent arrêté, l’ensemble des engins recensés comme « chaluts » par la classification statistique internationale type des engins de pêche de la FAO, qu’il s’agisse de chaluts de fond (TBB, OTB, PTB, TBN, TBS, TB) ou de chaluts pélagiques (OTM, PTM, TMS, TM, OTT, OT, PT, TX). . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 20 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires MESURES NOMINATIVES PREMIER MINISTRE Arrêté du 26 juin 2013 portant désignation des auditeurs diplômés de la vingt-quatrième session nationale « sécurité et justice » (2012-2013) de l’Institut national des hautes études de la sécurité et de la justice NOR : PRMX1315913A Par arrêté du Premier ministre en date du 26 juin 2013, sont admis en qualité d’auditeur à l’issue de la vingtquatrième session nationale « sécurité et justice » (2012-2013) de l’Institut national des hautes études de la sécurité et de la justice : M. Amédée-Manesme (Pierre-Olivier), magistrat. M. Aouiz (Hocine), lieutenant-colonel de gendarmerie, ministère de la défense nationale, Algérie, auditeur du CHEMI. M. Augrain (Pascal), commissaire divisionnaire. M. Aumonier (Christophe), administrateur civil hors classe, auditeur du CHEMI. Mme Avognon Zonon (Clémence), adjointe au maire, ville de Fontenay-sous-Bois. M. Azoulay (Didier), directeur des opérations, Egidium Technologies. Mme Bakker (Jacqueline), conseillère sécurité et affaires intérieures, ambassade du Royaume des Pays-Bas en France. Mme Baldessin (Eva), chargée des relations extérieures et institutionnelles, Comexposium. Mme Barbry (Laurence), journaliste, France 3 Ile-de-France. M. Battesti (Eric), commissaire divisionnaire, auditeur du CHEMI. M. Baudonet (Thierry), délégué défense et sécurité, Etablissement français du sang. M. Belabed (Nabil), inspecteur de grade exceptionnel de l’administration territoriale, ministère de l’intérieur, Royaume du Maroc, auditeur du CHEMI. M. Benaired (Mohamed), lieutenant-colonel, ministère de l’intérieur et des collectivités locales, Algérie. M. Berger (Geoffroy), directeur prévention des risques, Carrefour. M. Berrod (Cyrille), colonel de sapeurs-pompiers. M. Bitz (Olivier), adjoint au maire, ville de Strasbourg. M. Blondel Deblangy (Christophe), directeur des services pénitentiaires. M. Bonet (Jérôme), commissaire divisionnaire. M. Bonthoux (Jean-Pierre), magistrat. M. Borredon (Laurent), journaliste, Le Monde. M. Bourg-Broc (Bruno), maire de Châlons-en-Champagne, président de la communauté d’agglomération Cités en Champagne. M. Brissy (Etienne), directeur général délégué, Samsic Airport. M. Caer (Thierry), colonel de gendarmerie, auditeur du CHEMI. M. Canesson (Thierry), commissaire divisionnaire. M. Cayeux (Guillaume), directeur du développement en charge des relations extérieures, Trafic Transport Sûreté. M. Cédé (Jean-Michel), colonel de gendarmerie. M. Cesari (Jean-Marc), colonel de gendarmerie. M. Cesari (Paul), colonel de l’armée de l’air. Mme Chériguène (Faïtia), responsable du service environnement et sécurité, Kéolis CIF. M. Claquin-Paldacci (Gaël), conseiller sécurité, Adoma. Mme Clin (Sophie), chef d’entreprise. M. Colombi (Jean-Jacques), commissaire divisionnaire. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 20 sur 65 M. Courpied (Alexandre), chef de programme police judiciaire à la division identification, Morpho. M. Courtet (Olivier), colonel de gendarmerie. M. Dahhani (Rachid), commissaire de police, ministère de l’intérieur, Royaume du Maroc. Mme Dalle (Frédérique), magistrat. M. Decostaire (Isidore), conseiller scientifique auprès du haut fonctionnaire de défense et de sécurité, ministère de l’économie et des finances, ministère du redressement productif. M. Donnat (Nicolas), directeur sûreté pour la zone Sud-Est, SNCF. M. Duc (François-Alain), colonel de gendarmerie. M. Duclaut (Jean-Jacques), directeur, chief technology office, Securitas Technologie. M. Duhau (Louis), colonel de l’armée de terre. M. Eoche-Duval (Christophe), conseiller d’Etat. M. Faik (Rabiê), commissaire de police, ministère de l’intérieur, Royaume du Maroc. M. Fernandez (Marc), commissaire divisionnaire. M. Fichot (Christophe), commissaire divisionnaire, auditeur du CHEMI. M. Fortin (Didier), colonel de gendarmerie. Mme François (Virginie), directrice de cabinet, ville de Pontoise. M. Fritsch (Christian), colonel de gendarmerie. M. Gabriel (David), avocat. M. Gadiou (Didier), gérant, Saint-Cyr Finance. M. Galichon (Bertrand), médecin-praticien hospitalier urgentiste, AP-HP. M. Gasmi (Mabrouk), colonel, ministère de la défense nationale, Tunisie. M. Gayraud (Jean-François), commissaire divisionnaire, auditeur du CHEMI. M. Gesret (Samuel), colonel de sapeurs-pompiers, auditeur du CHEMI. M. Grich (Bouziane), lieutenant-colonel de gendarmerie, ministère de la défense nationale, Algérie. Mme Guénon (Catherine), adjointe au chef du bureau d’expertise résilience aux risques à la direction générale de la sécurité civile et de la gestion des crises, ministère de l’intérieur. M. Guillaume (Gaël), chef d’échelon à la direction générale des douanes et droits indirects, ministère de l’économie et des finances. M. Guiseppi (Dominique), commissaire divisionnaire. M. Hani (Sabry), directeur de projet, responsable du pôle habitants, ville de Feyzin. Mme Hartingh-Boca (de) (Ghislaine), chef du bureau du développement de la sûreté multimodale à la direction des services de transport, ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie. Mme Hassen (Michèle), inspectrice d’académie, rectorat de Paris. Mme Hulné-Denis (Christine), administratrice civile, ministère de la défense. Mme Jacquet-Shimahara (Agnès), responsable du secteur droit de la sécurité et des risques à la direction juridique et du contentieux, Commissariat à l’énergie atomique. M. Jamet (Arnaud), président exécutif, Seris Security. M. Kauffman (Ludovic), commissaire divisionnaire. M. Kibort (Jean-Louis), head of security, Total Marketing et Services. M. Koch (François), journaliste, L’Express. Mme Kozar (Eliane), administratrice civile hors classe, auditrice du CHEMI. Mme Lacour (Martine), commissaire divisionnaire. M. Lahlimi Alami (Youssef), lieutenant-colonel de gendarmerie, ministère de la défense nationale, Royaume du Maroc. M. Lanet (Camille), administrateur civil, ministère de la défense. M. Le Callonnec (Eric), colonel de gendarmerie. M. Le Roux (Aymar), responsable patrimoine et sécurité, Picard surgelés. Mme Leroux (Sabine), commissaire colonelle de l’armée de terre. M. Lougez (Jean-Jacques), officier de sécurité pour le service national des oléoducs interralliés, ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie. Mme Macquart-Moulin (Marie), avocate. M. Madouas (Fabrice), journaliste, rédacteur en chef adjoint société, Valeurs actuelles. Mme Madouri (Nacéra), commissaire divisionnaire, ministère de l’intérieur et des collectivités locales, Algérie. M. Magda (Jean-Marc), administrateur civil hors classe, auditeur du CHEMI. M. Malié (Gilles), colonel de sapeurs-pompiers. M. Marchal (Eric), colonel de gendarmerie. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 20 sur 65 M. Marchiani (Charles-Stéphane), avocat. Mme Marie (Eugénie), adjointe au chef de cabinet du directeur de la protection judiciaire de la jeunesse, ministère de la justice. M. Marsan (Alexis), commissaire divisionnaire. M. Menjon (Jean), directeur territorial de la protection judiciaire de la jeunesse de Paris, ministère de la justice. M. Merzi (Guillaume), chef du service de la communication et des relations extérieures, ministère de la justice. M. Mocilnikar (Antoine-Tristan), directeur environnement et développement durable, mission interministérielle union pour la Méditerranée. M. Morton (Craig), head of security operations, Airbus SAS. Mme Mouazan (Danièle), directrice interrégionale de la protection judiciaire de la jeunesse Grand Ouest, ministère de la justice. M. Palermo (Thierry), commissaire divisionnaire. Mme Parent de Raguenel (Edith), commissaire divisionnaire. M. Partouche (Jean), conseiller parlementaire, Sénat. M. Paulin (Cédric), chargé de mission à la délégation interministérielle à la sécurité privée, ministère de l’intérieur. M. Peytavin (Grégory), journaliste, Paris Match. M. Pirman (Gilles), vice-président du conseil général de l’Yonne, président de la communauté de communes du Sénonais, maire de Saint-Clément. Mme Ploix de Rotrou (Virginie), responsable de la cellule protection fraude, BNP Paribas Cardif. M. Poichotte (Jean-Yves), directeur fraude et sécurité de l’information, groupe SFR. M. Ponchet (Marc), responsable international et développement à l’agence France nucléaire international, Commissariat à l’énergie atomique. M. Ramon (Philippe), administrateur civil hors classe, ministère de l’économie et des finances. M. Ricolfis (de) (Thomas), commissaire divisionnaire. M. Rodier (Patrick), commissaire divisionnaire. M. Royer de Véricourt (Bruno), capitaine de vaisseau. M. Sapori (Julien), commissaire divisionnaire. M. Schwarz (Michael), président de Foucault Schwarz Consulting Partners. Mme Segovia-Kueny (Sandrine), médecin, directrice générale adjointe de l’agence régionale de santé Nord - Pas-de-Calais. M. Sourice (Jacques-Antoine), commissaire divisionnaire, auditeur du CHEMI. M. Touaux (Cyril), journaliste, AFP. M. Trabouyer (Jean-Michel), commissaire divisionnaire. M. Villeroy (Xavier), directeur adjoint, centre pénitentiaire de Poitiers. M. Willemsen (Jan Bart), commissaire divisionnaire, conseiller stratégique pour la police néerlandaise, Royaume des Pays-Bas. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 21 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires MESURES NOMINATIVES MINISTÈRE DE L’ÉCONOMIE ET DES FINANCES Arrêté du 25 juin 2013 portant nomination au conseil d’administration de l’Agence foncière et technique de la région parisienne NOR : EFIN1315083A Par arrêté du ministre de l’économie et des finances en date du 25 juin 2013, M. Didier BANQUY, inspecteur général des finances, est nommé membre du conseil d’administration de l’Agence foncière et technique de la région parisienne, en qualité de représentant de l’Etat désigné par le ministre de l’économie et des finances. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 22 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires MESURES NOMINATIVES MINISTÈRE DES AFFAIRES SOCIALES ET DE LA SANTÉ Arrêté du 28 juin 2013 portant nomination (administration centrale) NOR : AFSR1315188A Par arrêté du Premier ministre et de la ministre des affaires sociales et de la santé en date du 28 juin 2013, M. FAUCON (Félix), administrateur civil hors classe, chef de service (groupe I), adjoint au directeur général de l’offre de soins, à l’administration centrale du ministère des affaires sociales et de la santé, est reconduit dans ses fonctions à compter du 27 juillet 2013 pour une période de trois ans. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 23 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires MESURES NOMINATIVES MINISTÈRE DES AFFAIRES SOCIALES ET DE LA SANTÉ Arrêté du 28 juin 2013 portant nomination (administration centrale) NOR : AFSR1315235A Par arrêté du Premier ministre et de la ministre des affaires sociales et de la santé en date du 28 juin 2013, M. Le Guen (Yannick), administrateur civil hors classe, sous-directeur du pilotage de la performance des acteurs de l’offre de soins (groupe II), à la direction générale de l’offre de soins, à l’administration centrale du ministère des affaires sociales et de la santé, est reconduit dans ses fonctions à compter du 27 juillet 2013 pour une période de trois ans. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 24 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires MESURES NOMINATIVES MINISTÈRE DES AFFAIRES SOCIALES ET DE LA SANTÉ Arrêté du 28 juin 2013 portant nomination (administration centrale) NOR : AFSR1315176A Par arrêté du Premier ministre et de la ministre des affaires sociales et de la santé en date du 28 juin 2013, Mme LEMAIRE (Natacha), administratrice civile hors classe, sous-directrice de la régulation de l’offre de soins (groupe II) à la direction générale de l’offre de soins à l’administration centrale du ministère des affaires sociales et de la santé, est reconduite dans ses fonctions à compter du 27 juillet 2013, pour une période de trois ans. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 25 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires MESURES NOMINATIVES MINISTÈRE DE L’ÉGALITÉ DES TERRITOIRES ET DU LOGEMENT Arrêté du 28 juin 2013 portant nomination (administration centrale) NOR : ETLK1315092A Par arrêté du Premier ministre, de la ministre de l’égalité des territoires et du logement et de la ministre de l’écologie, du développement durable et de l’énergie en date du 28 juin 2013, M. WEICK (Paul), administrateur civil hors classe, est nommé sous-directeur de la formation, des compétences et des qualifications (groupe III) à la direction des ressources humaines du secrétariat général à l’administration centrale du ministère de l’égalité des territoires et du logement et du ministère de l’écologie, du développement durable et de l’énergie pour une durée de trois ans. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 26 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires MESURES NOMINATIVES MINISTÈRE DE L’INTÉRIEUR Décret du 26 juin 2013 portant nomination au comité des finances locales institué par l’article L. 1211-1 du code général des collectivités territoriales - Mme TAHERI (Françoise) NOR : INTB1315590D Par décret en date du 26 juin 2013, est désignée en qualité de représentante de l’Etat au comité des finances locales : Mme Françoise TAHERI, sous-directrice des finances locales et de l’action économique à la direction générale des collectivités locales, en remplacement de M. David PHILOT, appelé à d’autres fonctions. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 27 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires MESURES NOMINATIVES MINISTÈRE DE L’INTÉRIEUR Décret du 27 juin 2013 portant cessation de fonctions du secrétaire général de la préfecture de la Loire-Atlantique (classe fonctionnelle I) - M. STUSSI (Pierre) NOR : INTA1315057D Par décret du Président de la République en date du 27 juin 2013, il est mis fin aux fonctions de secrétaire général de la préfecture de la Loire-Atlantique (classe fonctionnelle I) exercées par M. Pierre STUSSI, administrateur territorial hors classe détaché en qualité de sous-préfet hors classe. Il sera réintégré dans son cadre d’emplois d’origine. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 28 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires MESURES NOMINATIVES MINISTÈRE DE L’INTÉRIEUR Décret du 27 juin 2013 portant nomination du secrétaire général de la préfecture de la Loire-Atlantique (classe fonctionnelle I) - M. AUBRY (Emmanuel) NOR : INTA1315058D Par décret du Président de la République en date du 27 juin 2013, M. Emmanuel AUBRY, administrateur civil hors classe, est nommé sous-préfet hors classe, secrétaire général de la préfecture de la Loire-Atlantique (classe fonctionnelle I). . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 29 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires MESURES NOMINATIVES MINISTÈRE DE L’INTÉRIEUR Décret du 28 juin 2013 portant admission à la retraite d’un préfet - M. MASSE (Henri) NOR : INTA1309199D Par décret du Président de la République en date du 28 juin 2013, M. Henri MASSE, préfet en service détaché, est réintégré dans le corps des préfets et admis à faire valoir ses droits à la retraite à compter du 12 août 2013. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 30 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires MESURES NOMINATIVES MINISTÈRE DE L’INTÉRIEUR Arrêté du 26 juin 2013 modifiant l’arrêté du 18 février 2004 portant nomination à la commission nationale prévue à l’article 6 du décret no 2002-348 du 13 mars 2002 pris pour l’application de l’article 4 (3o) de la loi no 2001-2 du 3 janvier 2001 et relatif à la reconnaissance de l’expérience professionnelle en équivalence des titres et diplômes requis pour l’accès aux cadres d’emplois dans la fonction publique territoriale NOR : INTB1316490A Par arrêté du ministre de l’intérieur en date du 26 juin 2013, l’arrêté du 18 février 2004 portant nomination à la commission nationale prévue à l’article 6 du décret no 2002-348 du 13 mars 2002 pris pour l’application de l’article 4 (3o) de la loi no 2001-2 du 3 janvier 2001 et relatif à la reconnaissance de l’expérience professionnelle en équivalence des titres et diplômes requis pour l’accès aux cadres d’emplois dans la fonction publique territoriale est modifié comme suit : La présidence de la commission est assurée par M. Jean MARIMBERT, conseiller d’Etat. Siège en qualité de représentant du Centre national de la fonction publique territoriale : Mme Claude MAZZONI, département concours du CNFPT. Siège en qualité de représentant des centres de gestion ; M. Daniel LEROY, président du centre de gestion de Seine-et-Marne. Siège en qualité de représentant du ministère chargé de l’éducation nationale : M. Dominique MOZZICONACCI, chef du bureau DGRH D5. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 31 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires MESURES NOMINATIVES MINISTÈRE DE L’INTÉRIEUR Arrêté du 28 juin 2013 portant nomination (administration centrale) NOR : INTA1315052A Par arrêté du Premier ministre et du ministre de l’intérieur en date du 28 juin 2013, Mme FOURNIER (Marie-Paule), administratrice civile hors classe, est reconduite dans ses fonctions de sous-directrice de l’action sociale (groupe III) à la direction des ressources humaines de la préfecture de police pour une durée de trois ans. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 32 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires MESURES NOMINATIVES MINISTÈRE DE LA DÉFENSE Arrêté du 28 juin 2013 portant nomination (administration centrale) NOR : DEFH1315587A Par arrêté du Premier ministre et du ministre de la défense en date du 28 juin 2013, M. Attanasio (Alain), administrateur civil hors classe, est renouvelé dans ses fonctions de sous-directeur du contentieux (groupe III) à la direction des affaires juridiques du ministère de la défense pour une durée de trois ans. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 33 sur 65 Décrets, arrêtés, circulaires MESURES NOMINATIVES MINISTÈRE DE LA RÉFORME DE L’ETAT, DE LA DÉCENTRALISATION ET DE LA FONCTION PUBLIQUE Arrêté du 25 juin 2013 portant nomination des correcteurs et examinateurs des concours externe, interne et troisième concours d’entrée à l’Ecole nationale d’administration de 2013 NOR : RDFF1315643A Par arrêté de la ministre de la réforme de l’Etat, de la décentralisation et de la fonction publique en date du 25 juin 2013, sont désignés en qualité de correcteurs et examinateurs des concours externe, interne et troisième concours d’entrée à l’Ecole nationale d’administration de 2013 : M. Barbato (Jean-Christophe), professeur des universités. Mme Baziadoly (Sophie), maître de conférences hors classe. M. Bismuth (Régis), professeur des universités (2e classe). M. Bourgeois (Pierre), inspecteur de l’administration (1re classe). M. Bruley (Yves), professeur agrégé. M. Coffinet (Jérôme), adjoint de direction à la Banque de France (2e classe). M. Da Costa (Gilles), ingénieur territorial en chef de classe exceptionnelle. M. Dewailly (Stéphane), premier conseiller de tribunal administratif et de cour administrative d’appel. M. Diana (Giuseppe), maître de conférences. M. Dubout (Edouard), professeur des universités. Mme Dulmet (Anne), première conseillère de tribunal administratif et de cour administrative d’appel. Mme Durand (Bénédicte), inspectrice générale de l’administration de l’éducation nationale et de la recherche (2e classe). M. Fernandez (Julian), professeur des universités. M. Flury (Guy), expert-comptable. Mme Goulam (Yasmina), inspectrice de l’administration. M. Heckmann (Jean-Daniel), administrateur civil hors classe. M. Hourson (Sébastien), maître de conférences. Mme Le Brignonen (Maryvonne), inspectrice des finances (1re classe). M. Muhlmann (David), consultant, Hay Group. Mme Norodom (Anne-Thida), professeure des universités (2e classe). Mme Pelletier (Carole), première conseillère de chambre régionale des comptes. M. Perroud (Thomas), maître de conférences. M. de Reboul (Jacques-Bertrand), inspecteur des affaires sociales (1re classe). Mme Redondo (Anne), conseillère de tribunal administratif et de cour administrative d’appel. Mme Rigaux (Anne), maître de conférences. Mme Séhili (Djaouida), maître de conférences. M. Tison (Eric), administrateur civil hors classe. Mme Tuffery-Andrieu (Jeanne-Marie), professeure des universités. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 34 sur 65 Conseil constitutionnel Décision no 2013-328 QPC du 28 juin 2013 NOR : CSCX1316951S (ASSOCIATION EMMAÜS FORBACH) Le Conseil constitutionnel a été saisi le 23 avril 2013 par la Cour de cassation (chambre criminelle, arrêt no 1852 du 23 avril 2013), dans les conditions prévues à l’article 61-1 de la Constitution, d’une question prioritaire de constitutionnalité posée par l’association Emmaüs Forbach, relative à la conformité aux droits et libertés que la Constitution garantit de l’article L. 135-1 du code de l’action sociale et des familles. Le Conseil constitutionnel, Vu la Constitution ; Vu l’ordonnance no 58-1067 du 7 novembre 1958 modifiée portant loi organique sur le Conseil constitutionnel ; Vu le code de l’action sociale et des familles ; Vu le code pénal ; Vu le code de la construction et de l’habitation ; Vu le code de la sécurité sociale ; Vu le règlement du 4 février 2010 sur la procédure suivie devant le Conseil constitutionnel pour les questions prioritaires de constitutionnalité ; Vu les observations produites pour l’association requérante par Me Nathalie Jauffret, avocate au barreau de Paris, enregistrées le 13 mai 2013 ; Vu les observations produites par le Premier ministre, enregistrées le 16 mai 2013 ; Vu les pièces produites et jointes au dossier ; Vu la lettre du 14 juin 2013 par laquelle le Conseil constitutionnel a soumis aux parties un grief susceptible d’être soulevé d’office ; Me Jauffret, pour l’association requérante, et M. Xavier Pottier, désigné par le Premier ministre, ayant été entendus à l’audience publique du 18 juin 2013 ; Le rapporteur ayant été entendu ; 1. Considérant qu’aux termes de l’article L. 135-1 du code de l’action sociale et des familles : « Le fait de percevoir frauduleusement ou de tenter de percevoir frauduleusement des prestations au titre de l’aide sociale est puni des peines prévues par les articles 313-1, 313-7 et 313-8 du code pénal » ; 2. Considérant que, selon l’association requérante, la disposition contestée méconnaît le principe de légalité des délits et des peines ainsi que les principes de nécessité et de proportionnalité des peines ; qu’en outre, en application de l’article 7 du règlement du 4 février 2010 susvisé, le Conseil constitutionnel a soulevé d’office le grief tiré de l’atteinte au principe d’égalité devant la loi pénale ; 3. Considérant qu’aux termes de l’article 6 de la Déclaration des droits de l’homme et du citoyen de 1789, la loi « doit être la même pour tous, soit qu’elle protège, soit qu’elle punisse » ; que le principe d’égalité devant la loi pénale ne fait pas obstacle à ce qu’une différenciation soit opérée par le législateur entre agissements de nature différente ; que, toutefois, la loi pénale ne saurait, pour une même infraction, instituer des peines de nature différente, sauf à ce que cette différence soit justifiée par une différence de situation en rapport direct avec l’objet de la loi ; 4. Considérant, d’une part, que la disposition contestée punit la perception frauduleuse des prestations d’aide sociale des peines réprimant l’escroquerie ; que l’article 313-1 du code pénal punit le délit d’escroquerie, au titre des peines principales, de cinq ans d’emprisonnement et de 375 000 euros d’amende ; que les articles 313-7 et 313-8 du même code déterminent les peines complémentaires applicables ; 5. Considérant, d’autre part, que le fait de se rendre coupable de fraude ou de fausse déclaration pour obtenir le revenu de solidarité active, l’aide personnalisée au logement ou l’allocation aux adultes handicapés est puni d’une amende de 5 000 euros par l’article L. 114-13 du code de la sécurité sociale, auquel renvoient respectivement les articles L. 262-50 du code de l’action sociale et des familles, L. 351-13 du code de la construction et de l’habitation et L. 821-5 du code de la sécurité sociale ; 6. Considérant qu’ainsi, des faits qualifiés par la loi de façon identique peuvent, selon le texte d’incrimination sur lequel se fondent les autorités de poursuite, faire encourir à leur auteur soit une peine de cinq ans d’emprisonnement et 375 000 euros d’amende, soit une peine de 5 000 euros d’amende ; que la différence entre les peines encourues implique également des différences relatives à la procédure applicable et aux conséquences d’une éventuelle condamnation ; que cette différence de traitement n’est justifiée par aucune différence de situation en rapport direct avec l’objet de la loi ; qu’eu égard à sa nature et à son importance, la différence entre les peines encourues méconnaît le principe d’égalité devant la loi pénale ; que, par suite, sans qu’il soit besoin d’examiner les autres griefs, l’article L. 135-1 du code de l’action sociale et des familles doit être déclaré contraire à la Constitution ; . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 34 sur 65 7. Considérant qu’aux termes du deuxième alinéa de l’article 62 de la Constitution : « Une disposition déclarée inconstitutionnelle sur le fondement de l’article 61-1 est abrogée à compter de la publication de la décision du Conseil constitutionnel ou d’une date ultérieure fixée par cette décision. Le Conseil constitutionnel détermine les conditions et limites dans lesquelles les effets que la disposition a produits sont susceptibles d’être remis en cause » ; que, si, en principe, la déclaration d’inconstitutionnalité doit bénéficier à l’auteur de la question prioritaire de constitutionnalité et la disposition déclarée contraire à la Constitution ne peut être appliquée dans les instances en cours à la date de la publication de la décision du Conseil constitutionnel, les dispositions de l’article 62 de la Constitution réservent à ce dernier le pouvoir tant de fixer la date de l’abrogation et reporter dans le temps ses effets que de prévoir la remise en cause des effets que la disposition a produits avant l’intervention de cette déclaration ; 8. Considérant que l’abrogation de l’article L. 135-1 du code de l’action sociale et des familles prend effet à compter de la publication de la présente décision ; qu’elle est applicable à toutes les affaires non jugées définitivement à cette date, Décide : Art. 1er. − L’article L. 135-1 du code de l’action sociale et des familles est contraire à la Constitution. Art. 2. − La déclaration d’inconstitutionnalité prévue par l’article 1er prend effet à compter de la publication de la présente décision dans les conditions fixées par son considérant 8. Art. 3. − La présente décision sera publiée au Journal officiel de la République française et notifiée dans les conditions prévues à l’article 23-11 de l’ordonnance du 7 novembre 1958 susvisée. Délibéré par le Conseil constitutionnel dans sa séance du 27 juin 2013, où siégeaient : M. Jean-Louis DEBRÉ, président, M. Jacques BARROT, Mmes Claire BAZY MALAURIE, Nicole BELLOUBET, MM. Guy CANIVET, Renaud DENOIX de SAINT MARC, Hubert HAENEL et Mme Nicole MAESTRACCI. Rendu public le 28 juin 2013. Le président, JEAN-LOUIS DEBRÉ . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 35 sur 65 Conseil constitutionnel Décision no 2013-329 QPC du 28 juin 2013 NOR : CSCX1316953S (SOCIÉTÉ GARAGE DUPASQUIER) Le Conseil constitutionnel a été saisi le 29 avril 2013 par le Conseil d’Etat (décision no 365705 du 29 avril 2013), dans les conditions prévues à l’article 61-1 de la Constitution, d’une question prioritaire de constitutionnalité posée par la société Garage Dupasquier, relative à la conformité aux droits et libertés que la Constitution garantit de l’article L. 3452-4 du code des transports. Le Conseil constitutionnel, Vu la Constitution ; Vu l’ordonnance no 58-1067 du 7 novembre 1958 modifiée portant loi organique sur le Conseil constitutionnel ; Vu le code des transports ; Vu le règlement du 4 février 2010 sur la procédure suivie devant le Conseil constitutionnel pour les questions prioritaires de constitutionnalité ; Vu les observations produites par le Premier ministre, enregistrées le 22 mai 2013 ; Vu les observations produites pour la société requérante par Me Julien Schaeffer, avocat au barreau de Strasbourg, enregistrées le 6 juin 2013 ; Vu les pièces produites et jointes au dossier ; Me Schaeffer pour la société requérante et M. Xavier Pottier, désigné par le Premier ministre, ayant été entendus à l’audience publique du 18 juin 2013 ; Le rapporteur ayant été entendu ; 1. Considérant qu’aux termes de l’article L. 3452-4 du code des transports : « Une publication de la sanction administrative prévue par les articles L. 3452-1 et L. 3452-2 est effectuée dans les locaux de l’entreprise sanctionnée et par voie de presse » ; 2. Considérant que, selon la société requérante, en prévoyant la publication obligatoire des sanctions administratives prononcées à l’encontre des entreprises de transport public routier de personnes ou de marchandises, le législateur a institué une peine ayant le caractère d’une punition ; qu’une telle peine méconnaîtrait les principes de nécessité et d’individualisation des peines garantis par l’article 8 de la Déclaration des droits de l’homme et du citoyen de 1789 ; 3. Considérant qu’aux termes de l’article 8 de la Déclaration de 1789 : « La loi ne doit établir que des peines strictement et évidemment nécessaires, et nul ne peut être puni qu’en vertu d’une loi établie et promulguée antérieurement au délit, et légalement appliquée » ; que le principe d’individualisation des peines qui découle de cet article implique que la mesure de publication de la sanction administrative ne puisse être appliquée que si l’administration, sous le contrôle du juge, l’a expressément prononcée, en tenant compte des circonstances propres à chaque espèce ; qu’il ne saurait toutefois interdire au législateur de fixer des règles assurant une répression effective des infractions ; 4. Considérant qu’en vertu de l’article L. 3411-1 du code des transports, les activités de transport public routier de personnes ou de marchandises et de location de véhicules industriels avec conducteur destinés au transport de marchandises sont exercées après délivrance d’une licence de transport intérieur ou une licence communautaire ; que l’article L. 3452-1 prévoit que les copies conformes de l’une ou l’autre de ces licences peuvent être retirées, à titre temporaire ou définitif, en cas de constat d’infraction aux réglementations des transports, du travail, de l’hygiène ou de la sécurité constituant au moins une contravention de la cinquième classe ou d’infractions répétées constituant au moins des contraventions de la troisième classe ; qu’en vertu de l’article L. 3452-2, saisie d’un procès-verbal constatant une infraction de nature délictuelle aux réglementations des transports, du travail, de l’hygiène ou de la sécurité, l’autorité administrative peut, indépendamment des sanctions pénales, prononcer l’immobilisation d’un ou plusieurs véhicules d’une entreprise de transport routier pour une durée de trois mois au plus, aux frais et risques de celle-ci ; que, selon les dispositions contestées, la sanction administrative prévue par les articles L. 3452-1 et L. 3452-2 est publiée dans les locaux de l’entreprise et par voie de presse ; que l’article L. 3452 5-2 renvoie à un décret le soin de fixer les modalités de la publication de cette sanction ; 5. Considérant qu’en instituant une peine obligatoire de publication et d’affichage des sanctions de retrait des copies conformes de licence ou d’immobilisation des véhicules d’une entreprise de transport routier en cas d’infraction aux réglementations des transports, du travail, de l’hygiène ou de la sécurité, les dispositions contestées visent à renforcer la répression de ces infractions en assurant à ces sanctions une publicité tant à l’égard du public qu’à celui du personnel de l’entreprise ; 6. Considérant qu’en prévoyant que l’autorité administrative qui prononce une sanction en cas d’infraction aux réglementations des transports, du travail, de l’hygiène ou de la sécurité sur le fondement des . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 35 sur 65 articles L. 3452-1 et L. 3452-2 du code des transports est tenue d’en assurer la publication dans les locaux de l’entreprise sanctionnée et par voie de presse, les dispositions contestées ne font pas obstacle à ce que la durée de la publication et de l’affichage ainsi que les autres modalités de cette publicité soient fixées en fonction des circonstances propres à chaque espèce ; qu’elles ne méconnaissent pas en elles-mêmes les principes de nécessité et d’individualisation des peines ; que les modalités de la publication d’une telle sanction sont fixées, ainsi que le prévoit l’article L. 3452-5-2 du même code, par décret en Conseil d’Etat ; que le pouvoir réglementaire est tenu de respecter les exigences découlant de l’article 8 de la Déclaration de 1789 ; qu’il n’appartient pas au Conseil constitutionnel d’apprécier la conformité à ces exigences des dispositions réglementaires qui prévoient les modalités de cette publication ; 7. Considérant qu’il résulte de ce qui précède que les dispositions de l’article L. 3452-4 du code des transports, qui ne méconnaissent aucun autre droit ou liberté que la Constitution garantit, doivent être déclarées conformes à la Constitution, Décide : Art. 1er. − L’article L. 3452-4 du code des transports est conforme à la Constitution. Art. 2. − La présente décision sera publiée au Journal officiel de la République française et notifiée dans les conditions prévues à l’article 23-11 de l’ordonnance du 7 novembre 1958 susvisée. Délibéré par le Conseil constitutionnel dans sa séance du 27 juin 2013, où siégeaient : M. Jean-Louis DEBRÉ, président, M. Jacques BARROT, Mmes Claire BAZY MALAURIE, Nicole BELLOUBET, MM. Guy CANIVET, Michel CHARASSE, Renaud DENOIX de SAINT MARC, Hubert HAENEL et Mme Nicole MAESTRACCI. Rendu public le 28 juin 2013. Le président, JEAN-LOUIS DEBRÉ . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 36 sur 65 Conseil constitutionnel Décision no 2013-330 QPC du 28 juin 2013 NOR : CSCX1316955S (MME NICOLE B.) Le Conseil constitutionnel a été saisi le 29 avril 2013 par le Conseil d’Etat (décision no 364240 du 29 avril 2013), dans les conditions prévues à l’article 61-1 de la Constitution, d’une question prioritaire de constitutionnalité posée par Mme Nicole B., relative à la conformité aux droits et libertés que la Constitution garantit des dispositions du paragraphe II de l’article 1691 bis du code général des impôts. Le Conseil Constitutionnel, Vu la Constitution ; Vu l’ordonnance no 58-1067 du 7 novembre 1958 modifiée portant loi organique sur le Conseil constitutionnel ; Vu le code général des impôts ; Vu le code civil ; Vu le règlement du 4 février 2010 sur la procédure suivie devant le Conseil constitutionnel pour les questions prioritaires de constitutionnalité ; Vu les observations produites par le Premier ministre, enregistrées le 22 mai 2013 ; Vu les pièces produites et jointes au dossier ; Me Blaise Capron, avocat au Conseil d’Etat et à la Cour de cassation, pour la requérante et M. Xavier Pottier, désigné par le Premier ministre, ayant été entendus à l’audience publique du 18 juin 2013 ; Le rapporteur ayant été entendu ; 1. Considérant qu’aux termes du paragraphe II de l’article 1691 bis du code général des impôts : « 1. Les personnes divorcées ou séparées peuvent demander à être déchargées des obligations de paiement prévues au I ainsi qu’à l’article 1723 ter-00 B lorsque, à la date de la demande : « a) Le jugement de divorce ou de séparation de corps a été prononcé ; « b) La déclaration conjointe de dissolution du pacte civil de solidarité établie par les partenaires ou la signification de la décision unilatérale de dissolution du pacte civil de solidarité de l’un des partenaires a été enregistrée au greffe du tribunal d’instance ; « c) Les intéressés ont été autorisés à avoir des résidences séparées ; « d) L’un ou l’autre des époux ou des partenaires liés par un pacte civil de solidarité a abandonné le domicile conjugal ou la résidence commune. « 2. La décharge de l’obligation de paiement est accordée en cas de disproportion marquée entre le montant de la dette fiscale et, à la date de la demande, la situation financière et patrimoniale, nette de charges, du demandeur. Elle est alors prononcée selon les modalités suivantes : « a) Pour l’impôt sur le revenu, la décharge est égale à la différence entre le montant de la cotisation d’impôt sur le revenu établie pour la période d’imposition commune et la fraction de cette cotisation correspondant aux revenus personnels du demandeur et à la moitié des revenus communs du demandeur et de son conjoint ou de son partenaire de pacte civil de solidarité. « Pour l’application du présent a, les revenus des enfants mineurs du demandeur non issus de son mariage avec le conjoint ou de son union avec le partenaire de pacte civil de solidarité sont ajoutés aux revenus personnels du demandeur ; la moitié des revenus des enfants mineurs du demandeur et de son conjoint ou de son partenaire de pacte civil de solidarité est ajoutée à la moitié des revenus communs. « Les revenus des enfants majeurs qui ont demandé leur rattachement au foyer fiscal des époux ou des partenaires liés par un pacte civil de solidarité ainsi que ceux des enfants infirmes sont pris en compte dans les conditions définies à l’alinéa précédent. « La moitié des revenus des personnes mentionnées au 2o de l’article 196 ainsi qu’à l’article 196 A bis est ajoutée à la moitié des revenus communs du demandeur et de son conjoint ou de son partenaire de pacte civil de solidarité ; « b) Pour la taxe d’habitation, la décharge est égale à la moitié de la cotisation de taxe d’habitation mise à la charge des personnes mentionnées au I ; « c) Pour l’impôt de solidarité sur la fortune, la décharge est égale à la différence entre le montant de la cotisation d’impôt de solidarité sur la fortune dû par les personnes mentionnées à l’article 1723 ter-00 B et la fraction de cette cotisation correspondant à l’actif net du patrimoine propre du demandeur et à la moitié de l’actif net du patrimoine commun du demandeur et de son conjoint ou de son partenaire de pacte civil de solidarité. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 36 sur 65 « Pour l’application du présent c, le patrimoine des enfants mineurs du demandeur non issus de son mariage avec le conjoint ou de son union avec le partenaire de pacte civil de solidarité est ajouté au patrimoine propre du demandeur ; la moitié du patrimoine des enfants mineurs du demandeur et de son conjoint ou de son partenaire de pacte civil de solidarité est ajoutée à la moitié du patrimoine commun ; « d) Pour les intérêts de retard et les pénalités mentionnées aux articles 1727, 1728, 1729, 1732 et 1758 A consécutifs à la rectification d’un bénéfice ou revenu propre au conjoint ou au partenaire de pacte civil de solidarité du demandeur, la décharge de l’obligation de paiement est prononcée en totalité. Elle est prononcée, dans les autres situations, dans les proportions définies respectivement au a pour l’impôt sur le revenu, au b pour la taxe d’habitation et au c pour l’impôt de solidarité sur la fortune. « 3. Le bénéfice de la décharge de l’obligation de paiement est subordonné au respect des obligations déclaratives du demandeur prévues par les articles 170 et 885 W à compter de la date de la fin de la période d’imposition commune. « La décharge de l’obligation de paiement ne peut pas être accordée lorsque le demandeur et son conjoint ou son partenaire lié par un pacte civil de solidarité se sont frauduleusement soustraits, ou ont tenté de se soustraire frauduleusement, au paiement des impositions mentionnées aux 1o et 2o du I ainsi qu’à l’article 1723 ter-00 B, soit en organisant leur insolvabilité, soit en faisant obstacle, par d’autres manœuvres, au paiement de l’impôt » ; 2. Considérant que, selon la requérante, en réservant le droit d’obtenir la décharge de la solidarité de paiement de certaines impositions aux personnes séparées et divorcées et en excluant du bénéfice de ce droit à décharge les personnes veuves, les dispositions du paragraphe II de l’article 1691 bis du code général des impôts méconnaissent les principes d’égalité devant la loi et les charges publiques garantis par l’article 1er de la Constitution ainsi que par les articles 6 et 13 de la Déclaration des droits de l’homme et du citoyen de 1789 ; 3. Considérant qu’aux termes de l’article 6 de la Déclaration de 1789 : « La loi... doit être la même pour tous, soit qu’elle protège, soit qu’elle punisse » ; que le principe d’égalité ne s’oppose ni à ce que le législateur règle de façon différente des situations différentes, ni à ce qu’il déroge à l’égalité pour des raisons d’intérêt général, pourvu que, dans l’un et l’autre cas, la différence de traitement qui en résulte soit en rapport direct avec l’objet de la loi qui l’établit ; 4. Considérant que le paragraphe I de l’article 1691 bis du code général des impôts institue une solidarité entre les époux ou les partenaires d’un pacte civil de solidarité pour le paiement de l’impôt sur le revenu et de la taxe d’habitation ; que l’article 1723 ter-00 B du même code institue la même solidarité pour le paiement de l’impôt de solidarité sur la fortune ; que, par dérogation à ce principe, les dispositions contestées instituent un droit à décharge des obligations de paiement de ces trois impositions au profit de l’un des époux ou partenaires en cas de divorce ou de séparation si une disproportion marquée apparaît entre le montant de la dette fiscale et, à la date de la demande de décharge, la situation financière et patrimoniale du demandeur ; qu’ainsi, le législateur a entendu concilier la garantie du recouvrement des créances fiscales qui résulte de la solidarité à laquelle les époux ou partenaires sont tenus avec la prise en compte des difficultés financières et des conséquences patrimoniales pouvant naître, pour l’un ou l’autre des conjoints divorcés ou séparés, de cette solidarité de paiement pour la période antérieure au divorce ou à la séparation ; que, lorsque le mariage est dissous par le décès, le conjoint survivant est héritier du défunt dans les conditions prévues par les articles 756 et suivants du code civil ; qu’ainsi, en raison de sa situation financière et patrimoniale ainsi que des modalités selon lesquelles les créances fiscales du couple peuvent être recouvrées, le conjoint survivant ne se trouve pas, au regard de l’objet de la loi, dans une situation identique à celle d’une personne divorcée ou séparée ; que, dès lors, le respect du principe d’égalité n’imposait pas au législateur d’accorder au conjoint survivant un droit à décharge équivalant à celui accordé aux personnes divorcées ou séparées ; 5. Considérant que les dispositions contestées, qui ne méconnaissent ni le principe d’égalité devant les charges publiques ni aucun autre droit ou liberté que la Constitution garantit, doivent être déclarées conformes à la Constitution, Décide : Art. 1er. − Le paragraphe II de l’article 1691 bis du code général des impôts est conforme à la Constitution. Art. 2. − La présente décision sera publiée au Journal officiel de la République française et notifiée dans les conditions prévues à l’article 23-11 de l’ordonnance du 7 novembre 1958 susvisée. Délibéré par le Conseil constitutionnel dans sa séance du 27 juin 2013, où siégeaient : M. Jean-Louis DEBRÉ, président, M. Jacques BARROT, Mmes Claire BAZY MALAURIE, Nicole BELLOUBET, MM. Guy CANIVET, Michel CHARASSE, Renaud DENOIX de SAINT MARC, Hubert HAENEL et Mme Nicole MAESTRACCI. Rendu public le 28 juin 2013. Le président, JEAN-LOUIS DEBRÉ . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 Commission de régulation de l’énergie Délibération du 3 avril 2013 portant décision relative aux tarifs d’utilisation d’un réseau public d’électricité dans le domaine de tension HTB NOR : CRER1316374V Participaient à la séance : Philippe de LADOUCETTE, président, Olivier CHALLAN BELVAL, Hélène GASSIN, Jean-Pierre SOTURA et Michel THIOLLIÈRE, commissaires. Introduction Les troisièmes tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité dits « TURPE 3 » sont entrés en vigueur le 1er août 2009, en application de la décision du 5 mai 2009 approuvant la proposition tarifaire de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) du 26 février 2009. Par la présente délibération, la CRE définit la méthodologie d’élaboration des tarifs d’utilisation d’un réseau public d’électricité dans le domaine de tension HTB et fixe les tarifs dits « TURPE 4 HTB » destinés à s’appliquer à compter du 1er août 2013. Les tarifs d’utilisation d’un réseau public d’électricité dans le domaine de tension HTA ou BT feront l’objet d’une décision distincte pour tenir compte des motifs de la décision du Conseil d’Etat du 28 novembre 2012 annulant le TURPE 3 en tant qu’il fixait les tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution. La CRE prendra en compte les effets des présents tarifs sur le niveau des coûts d’accès au réseau public de transport pour les gestionnaires de réseaux de distribution. La CRE prendra en compte, au moment de l’élaboration des tarifs HTA/BT, les interrogations exprimées par certains acteurs sur la synchronisation des évolutions annuelles des tarifs HTB, d’une part, et HTA/BT, d’autre part. Cadre juridique Les articles L. 341-2, L. 341-3 et L. 341-4 du code de l’énergie encadrent les compétences de la CRE en matière de détermination des tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité (TURPE). L’article L. 341-3 prévoit les dispositions suivantes : « Les méthodologies utilisées pour établir les tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité sont fixées par la Commission de régulation de l’énergie. [...] La Commission de régulation de l’énergie se prononce [...] sur les évolutions des tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité [...]. Elle peut prévoir un encadrement pluriannuel d’évolution des tarifs et des mesures incitatives appropriées, tant à court terme qu’à long terme, pour encourager les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution à améliorer leurs performances, notamment en ce qui concerne la qualité de l’électricité, à favoriser l’intégration du marché intérieur de l’électricité et la sécurité de l’approvisionnement et à rechercher des efforts de productivité. La Commission de régulation de l’énergie prend en compte les orientations de politique énergétique indiquées par l’autorité administrative. Elle informe régulièrement l’autorité administrative lors de la phase d’élaboration des tarifs. Elle procède, selon les modalités qu’elle détermine, à la consultation des acteurs du marché de l’énergie. La Commission de régulation de l’énergie transmet à l’autorité administrative pour publication au Journal officiel de la République française, ses décisions motivées relatives aux évolutions, en niveau et en structure, des tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité, [...] aux dates d’entrée en vigueur de ces tarifs. » L’article L. 341-2 du code de l’énergie prévoit que « les tarifs d’utilisation du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution sont calculés de manière transparente et non discriminatoire, afin de couvrir l’ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace ». L’article L. 341-4 du code de l’énergie précise que « la structure et le niveau des tarifs d’utilisation des réseaux de transport et de distribution d’électricité sont fixés afin d’inciter les clients à limiter leur consommation aux périodes où la consommation de l’ensemble des consommateurs est la plus élevée ». Pour établir ces nouveaux tarifs, la CRE a tenu compte également du cadre législatif et réglementaire lié au 3e paquet énergie qui prévoit des obligations d’indépendance qui s’imposent à RTE dans le cadre de la mise en œuvre du modèle de gestionnaire de réseau de transport indépendant (dit modèle « ITO »). L’une des principales finalités du modèle « ITO » est de rendre les décisions d’investissement, prises par RTE, indépendantes des intérêts spécifiques du groupe intégré auquel il appartient. A cette fin, l’article L. 111-19 du code de l’énergie précise que le gestionnaire du réseau public de transport doit disposer de toutes les ressources . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 financières nécessaires à l’exercice de son activité de transport. Ainsi, l’entreprise verticalement intégrée EDF (1) doit, en sa qualité d’actionnaire, mettre à disposition du gestionnaire du réseau public de transport les ressources financières appropriées pour des projets d’investissement futurs et/ou pour le remplacement des actifs existants. Conformément à l’article L. 111-13 du code de l’énergie, il incombe au conseil de surveillance du gestionnaire de réseau public de transport de prendre les décisions « relatives à l’approbation de ses plans financiers annuels et pluriannuels, à son niveau d’endettement et au montant des dividendes distribués aux actionnaires ». Travaux tarifaires RTE a formulé la demande de nouveaux tarifs le 27 juillet 2012. Cette demande conduisait à une hausse tarifaire de + 5,2 % au 1er août 2013 puis à des évolutions annuelles de 2014 à 2016 égales à l’inflation majorée de 1 %. La CRE a mené des analyses des charges prévisionnelles présentées par RTE et s’est appuyée sur différentes études confiées à des cabinets externes : – une étude comparative internationale des mécanismes de régulation incitative ; – une étude sur la structure des coûts des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité ; – une étude consacrée aux méthodes de tarification des réseaux publics d’électricité ; – une étude sur les incitations au développement des interconnexions et sur la trajectoire prévisionnelle de recettes liées aux mécanismes de gestion des congestions aux interconnexions (également appelées recettes d’enchères) ; – une étude sur le coût moyen pondéré du capital des infrastructures d’électricité et de gaz naturel. La CRE a conduit quatre consultations publiques sur les sujets suivants : – la structure des tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité (15 juillet 2010 puis 6 mars 2012) ; – le cadre de régulation des tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (7 juin 2012) ; – les charges à couvrir par les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité, cadre de régulation, structure et règles tarifaires (6 novembre 2012). Des synthèses de ces consultations ont été publiées (2) sur le site internet de la CRE. La CRE a auditionné à plusieurs reprises RTE, son actionnaire ainsi que l’ensemble des acteurs de marché en juillet 2012 puis en décembre 2012. Enfin, conformément aux dispositions de l’article L. 341-3 du code de l’énergie, la CRE a tenu compte des orientations de politique énergétique transmises par la ministre de l’écologie, du développement durable et de l’énergie par courrier du 10 octobre 2012. Ces orientations portent sur les outils incitatifs en faveur du développement des interconnexions et de l’amélioration du niveau de sécurité d’alimentation et la structure horo-saisonnière des tarifs et le tarif d’injection. Ces orientations sont consultables sur le site internet de la CRE. Principales évolutions Sur la base de l’ensemble de ces éléments, la CRE reconduit, en le renforçant, le cadre existant de régulation pluriannuelle incitant RTE à améliorer la maîtrise de ses coûts et la qualité du service rendu aux utilisateurs. La CRE introduit une incitation financière au développement des interconnexions ainsi qu’un suivi des actions entreprises par RTE pour maîtriser le volume des pertes. Elle met également en place un cadre de régulation favorable à la recherche et développement (R&D). S’agissant de la structure des tarifs, la présente décision tarifaire apporte des changements importants, notamment en introduisant une différenciation des prix de la puissance souscrite et de l’utilisation de cette puissance selon les périodes de l’année et les heures de la journée, afin d’inciter les utilisateurs à limiter leurs appels de puissance lors des pointes de demande, conformément aux dispositions de l’article L. 341-4 du code de l’énergie. En ce qui concerne les évolutions tarifaires, la CRE retient une augmentation de 2,4 % au 1er août 2013 puis une indexation sur l’inflation, hors prise en compte des écarts éventuels entre les trajectoires prévisionnelles et réalisées sur les postes inclus dans le périmètre du compte de régulation des charges et des produits (CRCP). La hausse tarifaire retenue pour 2013 (+ 2,4 %) (3) est due principalement aux facteurs suivants : – l’augmentation des charges d’exploitation et de capital (contribuant à la hausse à hauteur de 3,1 %) ; – l’évolution du niveau et de la structure de la consommation par niveau de tension (pour + 2,7 %) ; – les effets de la prise en compte de la même période de référence pour les charges et les recettes (pour + 1,4 %) ; – la baisse de l’annuité de CRCP venant en déduction des charges à couvrir (pour + 3 %) compensée partiellement par les évolutions tarifaires résultant de l’apurement du CRCP au cours de la période du TURPE 3 (pour – 2,3 %) (4) ; – ces facteurs sont partiellement compensés par les effets à la baisse sur les tarifs de l’augmentation des recettes d’enchères prévisionnelles et de la modification de leur traitement tarifaire (pour – 5,5 %) (5). . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 Les différences entre les hausses tarifaires retenues par la CRE et celles demandées par RTE sont principalement liées aux paramètres suivants : – la non-prise en compte des demandes de RTE concernant les modalités de détermination et de rémunération des actifs : rémunération d’une base d’actifs à mi-année, des immobilisations en cours au coût moyen pondéré du capital et des actifs subventionnés ; – les révisions des hypothèses retenues concernant certains postes de charges, notamment les achats liés à la compensation des pertes sur les réseaux, le service d’interruptibilité, les achats externes et les impôts et taxes. Le Conseil supérieur de l’énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision tarifaire, a rendu son avis le 21 février 2013. MÉTHODOLOGIE D’ÉTABLISSEMENT DES TARIFS A. – PRINCIPES MÉTHODOLOGIQUES Pour établir les tarifs de transport, la CRE établit dans une première étape un revenu tarifaire prévisionnel. La CRE fixe également un cadre de régulation qui vise, d’une part, à limiter pour certains postes de charges ou de produits prédéfinis le risque financier de l’opérateur et/ou de l’utilisateur, via des comptes de régulation et, d’autre part, à encourager l’opérateur à améliorer sa performance et à favoriser l’intégration du marché et la sécurité d’approvisionnement via la mise en place de mécanismes incitatifs. L’impact financier de ces dispositifs est comptabilisé soit dans le calcul du revenu tarifaire prévisionnel, soit ex post. Le revenu tarifaire prévisionnel est ventilé entre les utilisateurs sous forme de tarifs. Il existe plusieurs composantes tarifaires qui répondent à différentes finalités. Néanmoins, celles qui constituent l’essentiel du chiffre d’affaires de l’opérateur sont les tarifs de soutirage. Ces derniers se composent de différents coefficients, l’ensemble de ces coefficients étant désigné par le terme structure tarifaire. La prise en compte de l’ensemble de ces éléments permet d’établir les tarifs à leur date d’entrée en vigueur ainsi que leurs modalités d’évolution annuelle. Définition du revenu tarifaire prévisionnel La CRE définit le revenu tarifaire prévisionnel de l’opérateur sur la période considérée sur la base d’un plan d’affaires (6) transmis par l’opérateur. Ce revenu tarifaire prévisionnel se compose des charges de capital et des charges nettes d’exploitation ainsi que de l’impact des comptes de régulation. RT␳ = CNE␳ + CC␳ + A avec : RT␳ : revenu tarifaire prévisionnel sur la période ; CNE␳ : charges nettes d’exploitation prévisionnelles sur la période ; CC␳ : charges de capital prévisionnelles sur la période ; A : apurement des comptes de régulation sur la période. Les charges de capital prévisionnelles comprennent la rémunération et l’amortissement de la base d’actifs régulés (BAR). La BAR est déterminée sur la base de la valeur nette comptable des actifs immobilisés, déduction faite des subventions et participations reçues de tiers. Charges de capital prévisionnelles = amortissements prévisionnels + BAR prévisionnelle × CMPC La méthode retenue pour fixer le taux de rémunération des actifs est fondée sur le coût moyen pondéré du capital (CMPC) à structure financière normative. Le niveau de rémunération de l’opérateur doit, en effet, d’une part, lui permettre de financer les charges d’intérêt sur sa dette et, d’autre part, lui apporter une rentabilité des fonds propres comparable à celle qu’il pourrait obtenir pour des investissements comportant des niveaux de risque comparables. Ce coût des fonds propres est estimé sur la base de la méthodologie dite du « modèle d’évaluation des actifs financiers » (MEDAF). Les charges nettes d’exploitation comprennent les charges nettes de fonctionnement (principalement composées des achats externes, des dépenses de personnel et des impôts et taxes), et les achats liés au système électrique, déduction faite des recettes extratarifaires (principalement composées des recettes liées aux mécanismes de gestion des congestions aux interconnexions). Le niveau des charges d’exploitation retenu est déterminé à partir de l’ensemble des coûts nécessaires à l’activité d’un gestionnaire de réseau dans la mesure où, conformément à la loi, ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace. L’ensemble des données prévisionnelles communiquées par l’opérateur fait l’objet d’une analyse détaillée et de corrections le cas échéant. En particulier, s’agissant des charges nettes de fonctionnement, la CRE s’attache à retenir une trajectoire de charges d’exploitation intégrant des efforts de productivité. Cadre de régulation L’activité de l’opérateur est encadrée par différents dispositifs qui constituent ce que l’on appelle le « cadre de régulation ». . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 En premier lieu, les dispositions du cadre de régulation permettent d’adapter le revenu tarifaire prévisionnel en fonction de l’inflation réalisée afin d’immuniser l’opérateur contre les risques liés à l’inflation qui pèsent sur ses charges. En second lieu, les dispositions du cadre de régulation permettent de corriger, a posteriori, le revenu tarifaire prévisionnel pour des postes prédéfinis, éligibles au compte dit de régulation de charges et de produits (CRCP), les écarts entre, d’une part, les charges ou recettes prévisionnelles et, d’autre part, celles réalisées. Enfin, afin d’inciter l’opérateur à une gestion efficace du réseau, la CRE met en place des mécanismes incitatifs. Ces dispositions concernent différents domaines d’activité du gestionnaire de réseau : la maîtrise de ces charges d’exploitation, la qualité d’alimentation offerte aux utilisateurs, la gestion des pertes sur le réseau, le développement des interconnexions et l’activité de recherche et développement. Certains de ces dispositifs s’accompagnent d’incitations financières (sous formes de primes positives ou négatives) qui selon le cas viennent majorer ou minorer en cours de période le revenu tarifaire prévisionnel. RTN = RT’␳ + EN – 1 + IN – 1 avec : RTN : revenu tarifaire de l’année N ; RT’␳ : revenu tarifaire prévisionnel de l’année N corrigé de l’inflation réalisée ; EN – 1 : écarts de l’année N – 1 imputés au solde du CRCP ; IN – 1 : incitations de l’année N – 1. Structure des tarifs Les tarifs de soutirage sont construits de façon à inciter chaque utilisateur à adopter un comportement de consommation qui minimise les coûts de réseaux de long terme. La méthodologie de construction des tarifs prend en compte également les dispositions de l’article L. 341-4 du code de l’énergie qui prévoient que les tarifs sont fixés afin d’inciter les clients à limiter leur consommation aux périodes où la consommation de l’ensemble des consommateurs est la plus élevée. Pour ce faire et à partir des données prévisionnelles de répartition des flux et de consommation fournies par l’opérateur, la méthodologie de construction des tarifs de soutirage se fonde sur une analyse de la répartition des coûts de réseaux entre les différentes heures de l’année et alloue aux utilisateurs ces coûts sur la base de leurs caractéristiques de consommation respectives. B. – DATE D’ENTRÉE EN VIGUEUR DES TARIFS Les troisièmes tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité (TURPE 3) sont entrés en vigueur le 1er août 2009 et s’appliquent jusqu’au 31 juillet 2013. Les présents tarifs sont destinés à s’appliquer à compter du 1er août 2013. Ces tarifs ont été conçus pour s’appliquer sur une période d’environ quatre ans. C. – DÉFINITION DU REVENU TARIFAIRE PRÉVISIONNEL 1. Charges de capital Les charges de capital comprennent une part d’amortissement et une part de rémunération financière des actifs immobilisés. Pour calculer les charges de capital à couvrir par les tarifs, la CRE retient les montants prévisionnels d’investissements présentés par RTE. Le taux de rémunération de la base d’actifs régulés est maintenu à 7,25 %, nominal avant impôt. 1.1. Trajectoire d’investissements La CRE retient la trajectoire d’investissements proposée par RTE : EN M€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Trajectoire d’investissements 1 500 1 609 1 711 1 769 Cette trajectoire intègre un accroissement significatif des investissements sur le réseau public de transport afin d’accompagner les évolutions du système électrique. RTE estime que les principaux besoins s’articulent autour de l’arrivée de nouvelles sources de production, de l’intégration des marchés européens et de l’accroissement des capacités d’interconnexion avec les réseaux voisins, de l’amélioration de la qualité d’alimentation, de la sécurité et de la sûreté d’exploitation du réseau. Cette trajectoire a été analysée dans le cadre de l’approbation du programme annuel d’investissements de RTE (cf. délibération de la CRE du 4 décembre 2012 portant décision d’approbation du programme d’investissements de RTE pour 2013). La progression des investissements présentée par RTE apparaît en ligne avec les perspectives d’évolution de l’offre et de la demande. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 1.2. Base d’actifs régulés Les principes de valorisation de la base d’actifs régulés (BAR) retenus depuis le TURPE 2 sont reconduits. Dans le cadre du TURPE 4, la valeur de la BAR est calculée à partir de la valeur nette comptable des actifs, diminuée des subventions d’investissement et des produits constatés d’avance de la part de la filiale Arteria de RTE, selon les principes exposés par la délibération de la CRE du 7 décembre 2006 relative à l’audit des activités de développement du réseau de fibres optiques et de valorisation des points hauts d’Arteria pour l’exercice 2005. Les immobilisations ayant bénéficié de la réévaluation de 1976 sont incluses dans la BAR à leur valeur d’acquisition (hors réévaluation). La date conventionnelle d’entrée des actifs dans la BAR est fixée au 1er janvier de l’année suivant leur mise en service. La BAR progresse au rythme des investissements mis en service et diminue des dotations aux amortissements couvertes par les tarifs. De plus, le principe de la rémunération des immobilisations en cours au coût de la dette est reconduit. Le taux de rémunération retenu pour les immobilisations en cours de RTE est égal au coût de la dette retenue dans la présente délibération (cf. section 0). La trajectoire prévisionnelle retenue pour la BAR sur la période 2013-2016 est la suivante : EN M€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Base d’actifs régulés 11 654 12 114 12 688 13 332 La trajectoire prévisionnelle retenue pour les immobilisations en cours découle de la trajectoire d’investissements retenue et d’une hypothèse de délai de dix-huit mois avant la mise en service. 1.3. Taux de rémunération des actifs Comme pour chaque nouveau tarif, la CRE a réexaminé les différents paramètres intervenant dans le calcul du CMPC et les fourchettes de valeurs qui en résultent. Elle a également : – confié une étude à un consultant externe sur le CMPC pour les infrastructures d’électricité et de gaz naturel. Cette étude a été menée durant l’été 2011 ; – mené régulièrement en interne des travaux d’évaluation des paramètres du CMPC ; – auditionné l’opérateur qui a commandité auprès d’un consultant externe une étude sur l’analyse de la rentabilité de l’activité de transport d’électricité ; – auditionné l’actionnaire ; – pris en compte les évolutions du cadre tarifaire. Dans le cadre des présents tarifs, la CRE retient la valeur de 7,25 %, nominal avant impôt, sur la base de fourchettes de valeurs pour chacun des paramètres intervenant dans la formule du CMPC. Les estimations pour chacun de ces paramètres figurent dans le tableau ci-dessous. Taux sans risque nominal Spread de la dette Prime de marché Bêta des actifs Bêta des fonds propres Levier (dette/[dette + fonds propres]) Taux de l’impôt sur les sociétés Coût de la dette (*) Coût des fonds propres (*) Coût moyen pondéré du capital (*) (*) Nominal avant impôt. 4,0 % 0,6 % 5,0 % 0,33 0,66 60 % 34,43 % 4,6 % 11,2 % 7,25 % . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 Par rapport aux valeurs prises en compte dans le cadre du TURPE 3, les principales modifications, en ligne avec l’évolution des données macroéconomiques et financières, portent sur : – la baisse du taux sans risque nominal à 4,0 % ; – l’accroissement de la prime de risque de marché à 5,0 %. La CRE maintient une approche normative du taux d’imposition sur les bénéfices des sociétés. Elle a donc maintenu dans le calcul du CMPC un taux de référence de 34,43 %. 1.4. Niveau des charges de capital La trajectoire de charges de capital retenue est la suivante : EN M€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Rémunération des actifs en service Rémunération des immobilisations en cours Amortissements couverts par le tarif Total des charges de capital 845 62 661 1 568 878 72 696 1 646 920 79 728 1 727 967 86 772 1 824 2. Charges nettes d’exploitation L’article L. 341-2 du code de l’énergie dispose que « les tarifs d’utilisation du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution sont calculés de manière transparente et non discriminatoire, afin de couvrir l’ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace [...] ». La couverture des coûts effectivement supportés par le gestionnaire de réseau s’accompagne d’incitations à utiliser au mieux les ressources tarifaires qui lui sont attribuées. Les charges d’exploitation à couvrir par les tarifs ont été déterminées à partir de l’ensemble des coûts opérationnels nécessaires au fonctionnement du réseau public de transport. Pour fixer le niveau de ces charges, la CRE s’est notamment fondée sur : – la trajectoire proposée par RTE pour 2013-2016 ; – les données issues des comptes sociaux de RTE pour les années 2009, 2010 et 2011 et les données prévisionnelles pour l’année 2012 ; – le retour d’expérience du TURPE 3 et les résultats des analyses menées par la CRE sur les charges d’exploitation de RTE pour les années 2009 à 2016. La moyenne des charges nettes d’exploitation retenue par la CRE pour RTE, pour la prochaine période tarifaire, s’élève à 2 789 M€. Le taux de croissance annuel moyen prévu de ces charges nettes d’exploitation entre 2013 et 2016 est de + 1,4 %. EN M€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Charges nettes d’exploitation Dont charges nettes de fonctionnement Dont charges liées au système électrique Dont produits extratarifaires Dont autres 2 753 1 995 1 094 – 351 16 2 756 2 045 1 048 – 351 15 2 778 2 062 1 052 – 349 15 2 866 2 116 1 087 – 350 14 Les charges d’exploitation augmentent par rapport aux charges d’exploitation prévisionnelles ayant servi à l’établissement du TURPE 3. Les principaux facteurs explicatifs de cette hausse, outre l’inflation, sont les évolutions réglementaires et fiscales, l’augmentation du poste « charges de personnel », compensées partiellement par une diminution du niveau moyen du coût des pertes et des dépenses de sécurisation. 2.1. Charges nettes de fonctionnement Les charges de fonctionnement sont constituées par les autres achats et services, les dépenses de sécurisation, les charges de personnel, les impôts et taxes et les autres charges et produits d’exploitation après déduction de la production immobilisée. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 2.1.1. Autres achats et services EN M€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Autres achats et services, hors sécurisation 656 683 708 725 Les principaux facteurs de hausse du poste « autres achats et services » sont liés à des charges nouvelles par rapport à la période tarifaire précédente et à l’augmentation des actifs en exploitation qui induisent des dépenses en hausse. Le poste « autres achats et services » intègre les coûts induits par la mise en place au sein de RTE d’une nouvelle politique de gestion des actifs. Cette démarche consiste à passer d’une évaluation par ouvrage de l’état technique et des risques d’obsolescence à une évaluation par élément d’ouvrage. Les opérations de renouvellement, de maintenance ou de réhabilitation de ces éléments d’ouvrage sont comptabilisées en charges d’exploitation. Cette démarche induit par conséquent des surcoûts en termes de charges d’exploitation avec en contrepartie de moindres hausses attendues des investissements de renouvellement. A terme, la somme des investissements de renouvellement et des dépenses d’exploitation associées sur la période 2011-2030 qui résulte de cette nouvelle politique de gestion des actifs devrait être inférieure à celle qui serait obtenue si l’ancienne politique de gestion des actifs était maintenue. Le coût total de cette nouvelle politique de gestion des actifs s’élève à environ 30 M€ en moyenne par an sur la période du TURPE 4. RTE a également pris en compte de nouvelles dépenses pour faire face principalement aux travaux de réparation consécutifs à l’accroissement des vols de cuivre, à la hausse du volume des dépenses allouées aux avaries ainsi qu’aux dépenses de maintenance consécutives au rachat du réseau HTB de la SNCF, effectif depuis le 1er mai 2010. Le coût total de ces dépenses s’élève à environ 24 M€ en moyenne par an sur la période du TURPE 4. RTE a demandé la prise en compte d’un risque de dépenses non prévues sur la prochaine période tarifaire, sur la base de son expérience sur la période du TURPE 3 (impôts et taxes non prévus et impact d’événements climatiques exceptionnels notamment). Dans la mesure où ce type de risques a vocation à être apprécié par le CMPC dans le cadre tarifaire actuel, la CRE n’a pas retenu la demande de RTE. Elle a révisé en conséquence à la baisse de 12,5 M€ en moyenne par an la trajectoire demandée par l’opérateur sur la période 2013-2016. Par ailleurs, la CRE a analysé les efforts de productivité proposés par RTE sur le poste « autres achats et services » retraité des évolutions de périmètre précédemment décrites. Les résultats de cette analyse sont présentés à la section C.2.1.5. EN M€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Ajustements retenus par la CRE 5 10 15 20 2.1.2. Charges liées au programme de sécurisation mécanique du réseau public de transport EN M€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Charges liées au programme de sécurisation 196 173 123 101 A la suite des tempêtes de 1999, RTE a mis en place, sur instruction du gouvernement, un programme de sécurisation mécanique du réseau public de transport d’un montant de 1,7 Md€ et destiné à s’achever en 2017. L’évolution des normes européennes de dimensionnement des lignes aériennes, le retour d’expérience de la tempête Klaus, les études probabilistes des effets du vent sur les ouvrages ont débouché, en 2010, sur une modification du référentiel technique de la politique de sécurisation mécanique, en accord avec la direction générale de l’énergie et du climat. Ces nouvelles dispositions techniques permettent à RTE d’optimiser les travaux à réaliser et font baisser le volume des dépenses annuelles. 2.1.3. Charges de personnel Les hypothèses de RTE en termes d’évolution des effectifs et de rémunération ont été retenues dans la trajectoire des charges nettes de fonctionnement pour la période 2013-2016. Le poste de charges de personnel représente en moyenne 850 M€ par an sur la période du TURPE 4, en augmentation par rapport à la période du TURPE 3 du fait notamment : – des besoins supplémentaires en termes d’effectifs induits par de nouvelles activités (internalisation et développement de la R&D, évolution de la réglementation, déploiement d’un dispositif de formation promotionnelle) qui se traduisent par une hausse de 12 M€ en moyenne par an sur la période ; – de la prise en compte des évolutions des charges sociales (hausse du forfait social, augmentation du taux des cotisations sociales et élargissement de leur assiette de calcul) qui se traduisent par des surcoûts pour l’opérateur d’environ 24 M€ en moyenne par an sur la période. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 Par ailleurs, la CRE a analysé les efforts de productivité proposés par RTE en termes d’effectifs retraités des évolutions de périmètre précédemment décrites. Les résultats de cette analyse sont présentés à la section C.2.1.5. 2.1.4. Impôts et taxes EN M€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Impôts et taxes 478 502 525 550 Ce poste est constitué principalement de la taxe pylône, de l’IFER (impôt forfaitaire sur les entreprises de réseaux), de la CET (contribution économique territoriale) et de la taxe foncière. Ce poste augmente tendanciellement d’environ 4,5 % par an depuis 2011 (soit + 37 M€ entre 2011 et 2013) et d’environ 5 % en moyenne par an sur la période du TURPE 4. Concernant l’IFER, RTE a demandé la prise en compte d’une évolution normative annuelle de + 4 % du barème de cet impôt. En l’absence d’éléments de justification de cette hypothèse normative prise en compte par RTE, la CRE n’a pas retenu cette demande. Elle a revu à la baisse la trajectoire de ce poste pour la période 2013-2016 d’environ 5 M€ en moyenne par an. EN M€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Ajustements retenus par la CRE 2 4 6 8 2.1.5. Objectifs de productivité L’article L. 341-3 du code de l’énergie fixe les principes d’une régulation incitative pour encourager les opérateurs à améliorer leurs performances, notamment en recherchant des efforts de productivité. Dans ce cadre, la CRE a analysé en détail la trajectoire des charges nettes de fonctionnement de RTE entre le réalisé 2011, dernière année pour laquelle des résultats définitifs étaient disponibles, et les prévisions pour la période 2012-2016. Pour l’application de cet objectif de productivité, la CRE a, dans un premier temps, distingué : – (1) les charges d’une nature « nouvelle » par rapport à celles prises en compte dans le cadre du TURPE 3 (principalement les charges liées aux nouvelles contraintes réglementaires, aux effectifs supplémentaires induits par les nouvelles activités de RTE et aux évolutions des taux et des règles d’assiette des charges sociales). – (2) les postes de charges spécifiques pour lesquels l’application d’un objectif de productivité n’est pas pertinente. Ces postes correspondent principalement aux charges d’impôts et taxes, aux dépenses de sécurisation et aux autres charges et produits divers (tels que notamment les charges d’assurance, les charges du « tarif agent » et les produits des pénalités facturées par RTE dans le cadre des contrats de service système et du mécanisme d’ajustement). L’analyse de ces charges est détaillée dans les sections précédentes concernées (sections C.2.1.1 à C.2.1.4). La CRE a procédé à des ajustements le cas échéant sur le niveau des charges à couvrir demandé par l’opérateur au titre de ces charges, mais elle considère qu’il n’est pas pertinent d’appliquer un objectif de productivité sur ces natures de charges. Par différence, les autres charges de fonctionnement de RTE sont considérées comme relevant d’un périmètre d’activité constant (3) par rapport à la période du TURPE 3. Ce périmètre comprend principalement des dépenses d’« autres achats et services » et des « charges de personnel ». La CRE estime que, pour la partie relative à ce périmètre d’activité constant, la trajectoire des charges nettes de fonctionnement retenue doit intégrer des efforts de productivité. Le détail du calcul du périmètre d’activité constant sur lequel la CRE a effectué son analyse est présenté ci-dessous : EN M€ COURANTS 2011 2013 2014 2015 2016 Total charges nettes de fonctionnement – demande RTE Nouvelles charges (1) Dont autres achats – section C.2.1.1 Dont charges de personnel (nouveaux effectifs et nouvelles charges sociales) – section C.2.1.3 1 855 –9 –9 0 2 006 – 83 – 50 – 33 2 062 – 111 – 76 – 35 2 092 – 128 – 91 – 37 2 152 – 148 – 109 – 39 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 EN M€ COURANTS 2011 2013 2014 2015 2016 Autres postes spécifiques (2) Dont impôts et taxes – section C.2.1.4 Dont dépenses de sécurisation – section C.2.1.2 Dont autres produits et charges Total des charges dites « à périmètre d’activité constant » (3) Dont autres achats et services (4) Dont charges de personnel (5) – 778 – 441 – 196 – 141 1 067 443 624 – 813 – 480 – 196 – 138 1 111 465 646 – 816 – 505 – 173 – 138 1 135 468 667 – 801 – 532 – 123 – 147 1 163 478 685 – 813 – 558 – 101 – 154 1 190 481 709 Analyse de la CRE : Concernant le poste « autres achats et services » (4), le niveau de la demande de RTE à périmètre d’activité constant évolue de + 1,7 %, soit « inflation – 0,3 % », en moyenne par an sur la période 2011-2016. La CRE constate que cette évolution est inférieure à l’inflation. Toutefois, l’objectif de productivité pris en compte par l’opérateur est inférieur à l’évolution observée de ces charges sur les années 2009-2012 (+ 0,1 %, soit « inflation – 1,5 % », en moyenne par an sur la période). RTE met en avant le fait qu’il ne subsiste que des gisements de productivité résiduels réduits sur ce poste après prise en compte des résultats des actions déjà menées par le passé. Tout en prenant en compte ces justifications, la CRE considère néanmoins qu’un objectif de productivité additionnel doit être inclus dans la trajectoire prévisionnelle de ce poste proposée par RTE. Pour fixer le niveau des charges d’exploitation du poste « autres achats et services » sur la période 2013-2016, la CRE retient une trajectoire d’évolution du poste correspondant à un pourcentage annuel de variation égal à l’inflation entre 2011 et 2013 puis à « inflation – 1 % » entre 2013 et 2016. Par conséquent, elle révise à la baisse de 6 M€ en moyenne par an la demande de RTE sur la période 2013-2016. Concernant le poste « charges de personnel » (5), la CRE a analysé la trajectoire d’effectifs proposée par RTE, en excluant les augmentations d’effectifs induites par les nouvelles activités depuis 2011. Sur ce périmètre constant, la CRE constate que l’évolution moyenne de ce poste est de – 0,3 % par an pour la période 2013-2016. Cette tendance fait suite à une trajectoire continue à la baisse de – 0,3 % en moyenne par an depuis 2005 à périmètre d’activité constant. La CRE a retenu la trajectoire proposée par RTE. Il en résulte que : – le niveau des charges nettes de fonctionnement, après prise en compte d’un effort de productivité additionnel retenu par la CRE, est en hausse de 140 M€ entre 2011 et 2013 puis augmente de 40 M€ par an en moyenne sur la période 2013-2016 : EN M€ COURANTS 2011 2013 2014 2015 2016 Total charges nettes de fonctionnement – demande RTE Ajustements opérés par la CRE détaillés dans les sections C.2.1.1 à C.2.1.4 Efforts additionnels de productivité sur le périmètre d’activité constant retenus par la CRE Total charges nettes de fonctionnement retenues par la CRE 1 855 2 006 –7 2 062 – 14 2 092 – 21 2 152 – 28 –5 –4 –9 –7 1 855 1 995 2 045 2 062 2 116 – le niveau prévisionnel des charges nettes de fonctionnement à périmètre d’activité constant retenu par la CRE s’établit à 1 106 M€ en 2013, en hausse de 39 M€ par rapport au réalisé 2011. Le niveau de ce périmètre augmente par la suite de 26 M€ par an en moyenne sur la période 2013-2016 ; – le niveau prévisionnel des charges nettes de fonctionnement hors périmètre d’activité constant s’établit à 889 M€ en 2013, en hausse de 101 M€ par rapport au réalisé 2011. Cette augmentation s’explique principalement par les nouvelles charges sur le poste « autres achats et services » pour 37 M€ (décrites à la section C.2.1.1), l’évolution des impôts et taxes pour 37 M€ (décrite à la section C.2.1.4) et les nouvelles charges sur le poste « charges de personnel » pour 32 M€ (décrites à la section C.2.1.3). . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 2.2. Charges liées à l’exploitation du système électrique 2.2.1. Achats liés à la compensation des pertes sur le réseau Conformément aux dispositions de l’article L. 321-11 du code de l’énergie, RTE négocie librement avec les producteurs et les fournisseurs de son choix les contrats permettant la couverture des pertes, selon des procédures concurrentielles, non discriminatoires et transparentes, telles que notamment des consultations publiques ou le recours à des marchés organisés. La mise en œuvre de l’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) pour la compensation des pertes, introduite par l’article L. 336-1 du code de l’énergie et précisée par les dispositions du décret no 2011-466 du 28 avril 2011, offre à RTE une nouvelle possibilité pour acheter l’énergie nécessaire à la compensation des pertes. Ce nouveau dispositif permet de réduire d’environ 18 % le coût unitaire moyen de compensation des pertes sur la période 2013-2016. La CRE a analysé la trajectoire de coût des pertes proposée par RTE et a effectué sur cette base des ajustements par rapport à la demande de l’opérateur : – révision à la baisse de la trajectoire d’évolution du prix de l’ARENH ; – prise en compte de l’arrêté du 19 novembre 2012 modifiant l’arrêté du 25 novembre 2011 fixant l’échéancier d’ouverture des droits ARENH pour les pertes ; – prise en compte d’une prévision de coût pour la garantie de capacité qui sera supporté par les fournisseurs de pertes pour l’hiver 2015-2016 en application du décret no 2012-1405 du 14 décembre 2012. L’ensemble de ces ajustements représente une diminution moyenne du poste « achats des pertes » de 23 M€ par an sur la période du TURPE 4 par rapport à la demande de RTE. Les niveaux prévisionnels de volume de pertes d’énergie et de charges liées à la compensation de ces pertes retenus par la CRE pour la période 2013-2016 sont les suivants : 2013 2014 2015 2016 Volume (TWh) Coût (M€ courants) 11,5 677 11,8 607 11,8 607 11,9 632 2.2.2. Services système Les présents tarifs couvrent les coûts liés : – à la constitution des réserves primaires et secondaires de réglage de la fréquence-puissance active ; – à la constitution des réserves primaires et secondaires de réglage de la tension-puissance réactive ; – aux ajustements pour la reconstitution des services système ; – à la compensation synchrone. La CRE a analysé les charges de services système proposées par RTE. L’évolution des prix est cohérente avec l’indexation des prix du modèle de contrat de participation aux services système. La CRE retient la trajectoire proposée par RTE : EN M€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Réglage de fréquence Réglage de tension Coût total 206 125 331 211 127 338 217 129 346 224 132 356 2.2.3. Autres charges liées à l’exploitation du système électrique Les présents tarifs couvrent les coûts liés aux congestions, aux contrats d’échange entre gestionnaires réseau de transport, au mécanisme de compensation intergestionnaires de réseau de transport (ITC) et service d’interruptibilité. La CRE a analysé les charges prévisionnelles proposées par RTE et effectué sur cette base un ajustement la trajectoire des charges liées au service d’interruptibilité : – prise en compte de l’arrêté du 10 décembre 2012 pris en application de l’article L. 321-19 du code l’énergie fixant notamment les modalités de rémunération du mécanisme d’interruptibilité ; – prise en compte du délai de mise en service du service d’interruptibilité qui génère des charges à partir 2014. de au de de de . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 Ces ajustements se traduisent par une diminution moyenne du postes « autres charges liées à l’exploitation du système électrique » de 11 M€ par an sur la période du TURPE 4 par rapport à la demande de RTE. Pour la période 2013-2016, la trajectoire prévisionnelle des charges relatives aux achats système hors pertes et services système retenue pour la définition du niveau tarifaire est la suivante : EN M€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Autres charges liées à l’exploitation du système électrique 86 102 99 100 2.3. Produits extratarifaires Les prévisions de recettes perçues indépendamment des tarifs d’utilisation des réseaux sont déduites des prévisions de charges d’exploitation à couvrir par les tarifs. Il s’agit principalement pour RTE des recettes liées aux mécanismes de gestion des congestions aux interconnexions. La CRE a confié une étude à un consultant externe, destinée à évaluer la trajectoire des recettes liées au mécanisme de gestion des congestions aux interconnexions. La trajectoire proposée par RTE est en ligne avec les résultats de cette étude. En conséquence, la CRE retient la trajectoire prévisionnelle de recettes extratarifaires proposée par RTE : EN M€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Produits extratarifaires Dont recettes liées aux mécanismes de gestion des congestions aux interconnexions 351 280 351 280 349 280 350 281 3. Comptes de régulation 3.1. Apurement du compte régulé de financement des interconnexions Le compte régulé de financement des interconnexions (CRFI) est un compte spécifique mis en place dans le cadre du TURPE 3. Ce mécanisme avait pour objectif d’affecter une partie des recettes liées à l’allocation des capacités d’interconnexion au financement des investissements visant à maintenir ou augmenter les capacités d’interconnexion comme proposé par l’article 16 du règlement européen (CE) no 714/2009 du 13 juillet 2009. Le montant total des recettes d’enchères affecté dans le cadre du TURPE 3 au financement des interconnexions était de 202,9 M€. Afin d’éviter une double rémunération des actifs réputés financés par les recettes d’enchères et inclus dans la BAR, le TURPE 3 prévoyait de minorer les charges à couvrir par les tarifs d’une annuité égale aux charges de capital correspondant à ces actifs. Cette annuité était égale à la rémunération du stock de début d’année et de l’amortissement sur la base d’une durée normative de quarante ans. Dans le cadre du TURPE 4, l’intégralité des recettes d’enchères seront passées en déduction des tarifs (cf. section D.3). Un mécanisme de suivi annuel des investissements visant à maintenir ou augmenter les capacités d’interconnexion, décrit à la section D.3, est mis en place. A la fin de l’année 2012, à la suite des affectations et amortissements effectués dans le cadre du TURPE 3, le crédit du CRFI est de 194 M€ en faveur des utilisateurs. Compte tenu de l’arrêt du mécanisme, ce solde, initialement prévu pour être apuré sur quarante ans, sera totalement apuré sur la période du TURPE 4. Le taux d’actualisation retenu pour l’apurement est le taux sans risque fixé pour la période du TURPE 4 (cf. section 0). L’annuité sur quatre ans résultant de ce solde est de 54 M€ en faveur des utilisateurs. Elle sera déduite des charges à couvrir. 3.2. Apurement du compte de régulation des charges et des produits des périodes tarifaires précédentes Le TURPE 3 prévoyait un apurement du solde du CRCP du TURPE 2 sur cinq ans. A fin 2012, le reliquat non apuré du CRCP du TURPE 2 s’élève à 306 M€ en faveur des utilisateurs. Le solde du CRCP du TURPE 2 s’expliquait notamment par des recettes liées aux mécanismes de gestion des congestions aux interconnexions nettement supérieures aux prévisions et par l’absence d’apurement sur la période du TURPE 2. A compter du TURPE 3, un mécanisme d’apurement annuel du CRCP a été mis en place. Cette méthode a permis d’apurer les écarts entre les données prévisionnelles et les données réelles de manière plus régulière. Compte tenu des soldes des années 2009, 2010, 2011 et des prévisions établies mi-2012 pour l’année 2012, le solde du CRCP du TURPE 3 s’établit à – 0,6 M€ à fin 2012 en faveur de RTE. Comme prévu dans le cadre du TURPE 3, les montants résultant de l’application des mécanismes incitatifs sur les charges d’exploitation maîtrisables, le coût d’achat des pertes et la continuité d’alimentation sont imputés au solde du CRCP en fin de période tarifaire. A fin 2012, le solde du CRCP incitations s’élève à 5 M€ en faveur des utilisateurs. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 EN M€ COURANTS 2009 2010 2011 Charges d’exploitation maîtrisables Coût d’achat des pertes Continuité d’alimentation Total (hors rémunération) Rémunération Total 0,0 – 0,5 8,3 7,8 1,0 8,8 0,0 – 1,0 4,2 3,2 0,3 3,5 3,0 – 2,4 – 7,5 – 6,9 – 0,3 – 7,2 Au 31 décembre 2012 et selon les prévisions établies mi-2012, le solde du CRCP de RTE se décompose ainsi (en M€) : CRCP TURPE 2 CRCP TURPE 3 CRCP incitations Engagements à fin 2012 306 –1 5 311 Le solde du CRCP du TURPE 3 est basé sur des estimations des données 2012. Un calcul définitif du solde du CRCP du TURPE 3 sera effectué dès que les données définitives seront connues et sera pris en compte dans l’ajustement annuel de 2014. Le solde du CRCP sera entièrement apuré sur la période du TURPE 4. Le taux d’actualisation retenu pour l’apurement est le taux sans risque fixé pour la période du TURPE 4 (cf. section 0). L’annuité sur quatre ans résultant de ce solde est de 82 M€ en faveur des utilisateurs. Elle sera déduite des charges à couvrir. 4. Revenu tarifaire prévisionnel Le niveau des charges à recouvrer par les tarifs est le suivant : EN M€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Charges nettes d’exploitation Charges de capital Annuité du CRCP Apurement du CRFI Charges à recouvrer 2 753 1 568 – 82 – 54 4 185 2 756 1 646 – 82 – 54 4 266 2 778 1 727 – 82 – 54 4 369 2 866 1 824 – 82 – 54 4 555 D. – CADRE DE RÉGULATION 1. Evolution annuelle des tarifs A partir de 2014, les tarifs sont ajustés mécaniquement chaque 1er août du pourcentage suivant : ZN = IPCN + kN ZN : pourcentage d’évolution, arrondi au dixième de pourcent le plus proche, de la grille tarifaire en vigueur à compter du 1er août de l’année N par rapport à celle en vigueur le mois précédent ; . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 IPCN : pourcentage d’évolution, entre la valeur moyenne de l’indice mensuel des prix à la consommation hors tabac sur l’année calendaire N – 1 et la valeur moyenne du même indice sur l’année calendaire N – 2, tel que publié par l’INSEE (identifiant : 000641194) ; KN : facteur d’apurement du CRCP pour l’année N, calculé sur la base du solde du CRCP au 31 décembre de l’année N – 1 et des apurements déjà réalisés. La valeur absolue du coefficient KN est plafonnée à 2 %. 2. Compte de régulation des charges et des produits 2.1. Principes Compte tenu de la durée d’application des tarifs, fixée à environ quatre ans, la CRE fonde sa présente délibération tarifaire sur des hypothèses d’évolution à court et moyen termes des charges et des produits. Pour certaines catégories de charges et de produits difficilement prévisibles ou difficilement maîtrisables, la CRE reconduit le mécanisme du compte de régulation des charges et des produits (CRCP), mis en place dans le cadre du TURPE 2, permettant de mesurer et de compenser, pour des postes préalablement identifiés, les écarts entre les réalisations et les prévisions sur lesquelles sont fondés les présents tarifs. Le CRCP est également le véhicule utilisé pour les incitations financières résultant de l’application des mécanismes de régulation incitative. Le CRCP est un compte où sont imputés, le cas échéant, les trop-perçus et les manques à gagner de RTE. Son apurement s’opère par un ajustement de la grille tarifaire lors de l’évolution annuelle. La contribution de l’apurement du CRCP à la variation annuelle de la grille tarifaire est limitée à plus ou moins 2 %. 2.2. Périmètre Les postes de charges et de recettes qui sont soumis à ce mécanisme sont : – les charges liées à la compensation des pertes sur les réseaux ; – certaines charges liées à la gestion des interconnexions, à savoir les coûts de congestions internationales et les charges externalisées nettes relatives aux frais de gestion des mécanismes d’allocation des capacités d’interconnexions, sous réserve qu’elles puissent être auditées ; – les charges liées à la valeur nette comptable des immobilisations démolies ; – les recettes perçues au titre de l’ensemble des composants tarifaires selon les modalités ci-après ; – les recettes liées aux mécanismes de gestion des congestions aux interconnexions du réseau de transport avec les pays voisins. Ces recettes sont nettes des indemnités versées par RTE en cas de réduction des capacités aux interconnexions ; – les recettes liées aux contrats entre gestionnaires de réseau de transport ; – les incitations financières relatives aux divers mécanismes de régulation incitative ; – les charges d’exploitation de R&D (selon les modalités prévues à la section D.4.3.1) ; – les charges de capital. En complément, les résultats des audits conduits par la CRE seront pris en compte dans le périmètre du CRCP. 2.3. Règles de fonctionnement Pour chacun des postes identifiés comme éligibles au CRCP, le calcul des écarts est effectué selon les règles décrites ci-dessous. 1. Pour chacun des postes de charges ou de produits éligibles, à l’exclusion des produits perçus sur l’ensemble des composantes tarifaires, le calcul des écarts reportés au CRCP est effectué sur la base de la comparaison entre la valeur de référence des prévisions de charges ou produits annuels et les montants réalisés de ces charges ou produits pour chacune des années de la période tarifaire. La grille tarifaire étant indexée sur l’indice des prix à la consommation (IPC) hors tabac, RTE est couvert contre le risque lié à l’inflation sur l’ensemble de ses charges. Or l’évolution des postes de charges couverts par le mécanisme du CRCP, tels que la compensation des pertes d’énergie sur les réseaux ou les charges de capital, n’est pas nécessairement liée à l’évolution de l’IPC. Pour corriger ce biais, la CRE adapte les valeurs de référence utilisées pour le calcul du solde du CRCP. Ces valeurs de référence, nécessaires au calcul du CRCP de l’année N, sont donc calculées sur la base de valeurs prévisionnelles exprimées en euros constants 2013 et annuellement réévaluées en fonction de l’évolution de l’IPC retenu pour le calcul de la grille tarifaire de l’année N et des années antérieures. Les valeurs prévisionnelles, exprimées en euros constants 2013, pour les différents postes de charges d’exploitation et de charges de capital, sont fixées ci-dessous : EN M€ 2013 2014 2015 2016 Charges liées à la compensation des pertes sur les réseaux 677 597 584 596 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 EN M€ 2013 2014 2015 2016 Coûts de congestions internationales Charges externalisées nettes relatives aux frais de gestion des mécanismes d’allocation des capacités d’interconnexions Valeur nette comptable des immobilisations démolies Charges d’exploitation Recettes liées aux mécanismes de gestion des congestions aux interconnexions Recettes liées aux contrats entre gestionnaires de réseau de transport Produits d’exploitation Charges de capital 3 3 3 3 3 3 3 3 24 706 280 23 626 275 23 613 270 22 624 265 0 280 1 568 0 275 1 617 0 270 1 663 0 265 1 722 2. Concernant les recettes perçues au titre de l’ensemble des composantes tarifaires, le chiffre d’affaires tarifaire réalisé l’année N est comparé au revenu tarifaire prévu corrigé de l’inflation réalisée et des montants de CRCP apurés l’année N. Ainsi, RTE est couvert contre le risque lié aux incertitudes des prévisions de quantités acheminées. EN M€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Revenu tarifaire prévu 4 182 4 297 4 397 4 495 3. En ce qui concerne les charges liées à la compensation des pertes, l’écart de charges d’une année N entre, d’une part, la valeur prévisionnelle du coût d’achat des pertes et, d’autre part, les charges effectivement supportées par RTE sera intégralement reporté au CRCP, aux exceptions suivantes près : – ces charges ne prennent pas en compte l’éventuelle prime payée par RTE pour bénéficier d’un plafonnement du prix de l’exercice des produits optionnels ; – les surcoûts éventuels liés à la reconstitution du portefeuille de RTE seront compensés via le CRCP : intégralement en cas de force majeure ou en cas d’insolvabilité d’un fournisseur et à hauteur de 50 % en cas de survenance d’un événement contractuellement qualifié de circonstance assimilée à la force majeure ; – si le volume annuel des écarts imputables au périmètre d’équilibre de RTE (écarts entre le volume de pertes effectivement constaté à la suite du processus de calcul des écarts et l’estimation horaire) est supérieur à 8 % du volume des pertes constatées, un audit sera mené par la CRE pour s’assurer de la nature incontrôlable des causes de l’augmentation du volume des écarts. Si, à la suite de cet audit, la nature incontrôlable des causes de l’augmentation du volume des écarts n’est pas avérée, l’écart de charges liées à la compensation des pertes ne tiendra compte des charges de règlement des écarts que dans la limite de 8 % du volume des pertes constatées. 4. Les incitations financières propres à chacun des mécanismes incitatifs seront calculées comme indiqué dans les sections correspondantes et seront imputées chaque année au solde du CRCP. 5. Afin d’assurer la neutralité financière du mécanisme, le solde actualisé du CRCP, pour les écarts observés sur la période d’application des présents tarifs, est calculé annuellement en utilisant un taux d’intérêt équivalent au taux sans risque retenu dans le cadre de la présente délibération. 6. Le solde du CRCP calculé pour une année calendaire N est apuré en partie ou en totalité dès l’année suivante. L’impact de l’apurement annuel du CRCP sur l’évolution de la grille tarifaire ne peut être supérieur, en valeur absolue, à 2 %. Le cas échéant, les montants non apurés du fait de cette limitation sont reportés au solde du CRCP pour être apurés l’année suivante. 7. Les éléments nécessaires au calcul du CRCP de l’année N seront communiqués par RTE à la CRE au plus tard trois mois avant le mouvement tarifaire. 3. Compte régulé de financement des interconnexions Comme indiqué à la section C.3.1, le compte régulé de financement des interconnexions (CRFI) est un compte spécifique mis en place dans le cadre du TURPE 3. Ce mécanisme avait pour objectif d’affecter une partie des recettes liées à l’allocation des capacités d’interconnexion au financement des investissements visant à maintenir ou augmenter les capacités d’interconnexion en application de l’article 16 du règlement européen (CE) no 714/2009 du 13 juillet 2009. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 Le CRFI étant un compte extracomptable, les montants qui y étaient affectés n’étaient pas déduits du résultat de l’opérateur et étaient donc soumis à l’impôt sur les sociétés et au prélèvement de dividendes. La somme effectivement disponible pour financer les investissements d’interconnexion en était réduite d’autant. Ce dispositif n’a pas permis d’allouer de manière efficace les ressources financières pour la réalisation des interconnexions. Il est donc fait le choix, sur la période du TURPE 4, de déduire l’intégralité des recettes d’enchères des charges à couvrir. Afin de veiller au respect de l’article 16 du règlement (CE) no 714/2009 du 13 juillet 2009, un suivi annuel des investissements contribuant à maintenir ou à accroître les capacités d’échange sera réalisé. Il permettra de s’assurer que, sur la période tarifaire, le montant des investissements contribuant à maintenir ou à accroître les capacités d’échange est en ligne avec les recettes d’enchères perçues. RTE devra fournir, dans le cadre du bilan d’exécution du programme annuel d’investissements de RTE, les éléments quantitatifs et qualitatifs permettant de justifier la contribution des projets aux échanges transfrontaliers. 4. Régulation incitative 4.1. Charges d’exploitation La trajectoire des charges nettes d’exploitation de RTE est définie sur la période 2013-2016 (cf. section C.2). Elle intègre un objectif de productivité sur les charges nettes de fonctionnement à périmètre d’activité constant par rapport à la période tarifaire précédente. Le cadre de régulation du TURPE 3 prévoyait un système asymétrique où RTE conservait 50 % des gains de productivité réalisés par rapport la trajectoire fixée et assumait 100 % des pertes de productivité. Pour la période du TURPE 4, la CRE retient un système symétrique dans le cadre duquel RTE conserve 100 % des gains et des pertes de productivité additionnels. La CRE souhaite ainsi renforcer l’incitation de RTE à maîtriser ses coûts. 4.2. Investissements d’interconnexion L’article 37 de la directive européenne 2009/72/CE du 13 juillet 2009 ainsi que l’article L. 341-3 du code de l’énergie disposent que la CRE peut prévoir des mesures incitatives appropriées, tant à court terme qu’à long terme, pour encourager les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution à favoriser l’intégration du marché intérieur de l’électricité. Le développement de nouvelles infrastructures améliorant les capacités d’échange transfrontalier est une des conditions d’émergence d’un marché européen intégré de l’énergie. Les interconnexions permettent également l’optimisation des ressources du système électrique dans un contexte de fort développement de la production d’électricité à partir de sources d’énergie intermittentes. Les interconnexions participent enfin à la consolidation de la sécurité d’approvisionnement. La réalisation des projets d’interconnexion requiert, en outre, des efforts spécifiques de la part de RTE, notamment pour surmonter les difficultés liées à la coordination avec ses homologues des pays voisins, à l’obtention des autorisations administratives, à l’acceptabilité locale des ouvrages et aux défis techniques à relever pour franchir les obstacles naturels. La CRE a mené plusieurs études pour étudier la pertinence et la faisabilité d’un mécanisme incitatif au développement des interconnexions fondé sur l’évaluation de l’utilité des ouvrages. La CRE a par ailleurs consulté les acteurs sur l’intérêt d’une telle incitation et sur le dispositif envisagé. La présente délibération introduit un cadre de régulation visant à inciter RTE à développer les interconnexions. Le mécanisme incitatif ainsi créé est cohérent avec les orientations transmises par la ministre de l’écologie, du développement durable et de l’énergie, en contribuant à un développement des capacités d’échange aux frontières, en accord avec les perspectives nationales et européennes de développement du réseau. Le mécanisme incitatif est fondé sur l’évaluation de l’intérêt des nouvelles infrastructures d’interconnexion pour le système électrique européen et vise à : – stimuler la réalisation des projets d’interconnexion utiles pour la collectivité ; – encourager RTE à mener à bien les investissements dans les meilleures conditions de coûts et de délais ; – inciter RTE à la bonne exploitation de l’ouvrage d’interconnexion nouvellement créé, en particulier en matière de flux commerciaux supplémentaires apportés par l’ouvrage. RTE fournira à la CRE, au moins sept mois avant la décision d’engagement, les éléments permettant d’évaluer l’intérêt de l’interconnexion qu’il souhaite réaliser. La CRE procédera à leur examen, décidera, le cas échéant, d’octroyer des incitations et en fixera les modalités de calcul détaillées dans une décision tarifaire ad hoc. L’incitation financière à la réalisation des investissements d’interconnexion se matérialisera par l’attribution d’une prime fixe annuelle exprimée en euros dont le montant sera défini en amont de la décision d’investissement en fonction de l’intérêt de l’interconnexion pour la collectivité. Les incitations à la minimisation des coûts et des délais de réalisation de l’interconnexion, ainsi que l’incitation à la bonne exploitation de celle-ci, prendront la forme de primes variables qui s’ajouteront tous les ans à la prime fixe annuelle. Les paramètres utilisés pour le calcul de ces primes seront fixés dans la décision tarifaire ad hoc de la CRE relative à chaque projet. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 4.2.1. Encadrement des primes et modalités de versement Les montants des primes seront fixés dans le respect des principes suivants : – la somme des primes annuelles sera positive ou nulle ; – la prime portant sur les coûts pourra, si elle est positive, être intégralement conservée par RTE indépendamment des niveaux des autres primes, ce qui renforce l’incitation de RTE à maîtriser ses coûts ; – la somme des primes annuelles (fixe et variables) sera plafonnée en fonction de l’intérêt de l’interconnexion pour la collectivité et du montant de l’investissement. Du fait du caractère positif de la prime, RTE est assuré de recevoir au minimum une rémunération égale au CMPC en vigueur. Le mécanisme incitatif n’introduit donc pas de risque supplémentaire pour RTE. L’intégralité des primes sera versée à RTE après la mise en service de l’interconnexion, pendant une durée maximale de dix ans, par un crédit porté au solde du CRCP de RTE. Les modalités de calcul des différentes primes sont décrites dans les sections suivantes. 4.2.2. Modalités de calcul des incitations a) Incitation à la réalisation des investissements utiles pour la collectivité. Le niveau de la prime fixe attribuée à RTE sera déterminé en tenant compte de l’intérêt de l’interconnexion pour le système électrique européen, qui inclura des éléments quantifiables mais qui pourra également tenir compte d’éléments qualitatifs tels que la sécurité d’approvisionnement. La composante quantifiable de l’utilité de l’interconnexion pour le système électrique sera estimée en prenant en considération notamment : – une estimation par année des flux commerciaux supplémentaires générés pas l’ouvrage ; – une prévision des prix de marché dans chacun des deux pays interconnectés après la mise en service de l’ouvrage ; – une estimation des coûts d’investissement. Cette évaluation sera prise en compte comme une indication de la valeur créée par le projet pour la collectivité, dont une fraction constituera l’incitation accordée à RTE. Lorsque cela sera jugé pertinent, l’utilité de l’ouvrage d’interconnexion pourra être évaluée en prenant en compte les frontières entre la France et plusieurs pays. Ces mêmes frontières seront utilisées pour le calcul de la prime variable portant sur les flux. b) Incitation à la réalisation des investissements dans les meilleures conditions de coûts. RTE fournira à la CRE sa meilleure estimation des coûts d’investissement du projet d’interconnexion considéré. Après la mise en service de l’ouvrage, RTE recevra une prime d’autant plus importante que les coûts réalisés seront bas et d’autant plus faible qu’ils seront élevés. La prime portant sur les coûts s’exprimera en fonction de l’écart entre le budget prévisionnel et le budget réalisé et traduira la variation du gain pour la collectivité engendrée par une variation des coûts d’investissement. Dans le cas où RTE obtiendrait une subvention de la part de la Commission européenne pour la réalisation d’un investissement d’interconnexion, celle-ci serait prise en compte dans le calcul de la performance de RTE en venant en déduction du budget réalisé. c) Incitation à la bonne exploitation de l’interconnexion. Une fois l’interconnexion mise en service, les flux commerciaux apportés par l’interconnexion seront comparés aux flux annoncés par RTE avant la décision d’investissement pour l’année concernée. La prime attribuée sera, de la même manière que celle portant sur les coûts, fonction de la variation d’utilité pour la collectivité engendrée par une variation des flux transfrontaliers. Le bonus octroyé à RTE sera d’autant plus élevé que les flux constatés seront supérieurs à ceux prévus par RTE. d) Incitation à la réalisation des investissements dans les meilleurs délais. Le coût du capital de RTE étant déjà couvert par la rémunération de la BAR au CMPC, les incitations financières constitueront bien un bénéfice économique pour RTE. Les incitations financières auront plus de valeur pour RTE s’il parvient à les obtenir tôt. L’incitation à la réalisation des investissements dans les meilleurs délais est donc implicitement contenue dans le fait de conditionner le versement de la prime fixe et des primes portant sur les coûts et les flux à la date de mise en service de l’interconnexion. 4.3. Recherche et développement La présente décision introduit un dispositif destiné à donner à RTE les moyens pour mener à bien les projets de R&D et d’innovation nécessaires à la construction des réseaux électriques de demain en garantissant . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 notamment l’absence de frein tarifaire pour engager des projets de R&D ou réaliser des investissements innovants. Elle met également en place un dispositif de suivi destiné à donner aux acteurs du secteur électrique une plus grande visibilité sur les projets de R&D menés par RTE. 4.3.1. Traitement tarifaire des dépenses de R&D RTE a présenté, pour la période allant de 2013 à 2016, la trajectoire de dépenses de R&D suivante : EN M€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 TOTAL Dépenses de R&D 23,7 25,6 28,6 30,7 108,6 La CRE effectuera, en fin de période tarifaire, un bilan des montants effectivement dépensés par RTE et restituera aux utilisateurs, via le mécanisme du CRCP, l’écart entre la trajectoire prévisionnelle et la trajectoire réalisée. Les éventuels écarts annuels entre la trajectoire réalisée et la trajectoire prévisionnelle devront être justifiés par RTE dans le cadre du bilan annuel transmis à la CRE. 4.3.2. Développer la visibilité du programme de R&D de RTE La CRE introduit dans de le cadre du TURPE 4 un suivi des projets de R&D. Ce suivi se matérialisera par la transmission par RTE à la CRE, avant la fin du premier trimestre de chaque année calendaire, d’un bilan au titre de l’année précédente incluant notamment les éléments suivants : – une description des projets menés avec les dépenses associées et les résultats obtenus ; – une liste des projets en cours et à venir avec les résultats attendus ; – les montants dépensés sur l’année écoulée ; – les prévisions de dépenses par année jusqu’à la fin de la période tarifaire ; – le nombre d’équivalents temps plein associés aux programmes de R&D. Par ailleurs, la CRE publiera tous les deux ans un rapport sur la politique d’innovation et de R&D menée par RTE. Ce rapport complétera les outils de communication déjà mis en place par la CRE, notamment dans le domaine des réseaux électriques intelligents. Il est destiné à donner aux acteurs du secteur de l’électricité de la visibilité sur la politique de recherche et d’innovation menée par RTE et financée par le TURPE. Le premier rapport portera sur les années 2013 et 2014. Une description des programmes de R&D de RTE est fournie en annexe. 4.4. Continuité d’alimentation L’article L. 341-3 du code de l’énergie dispose que la CRE « peut prévoir [...] des mesures incitatives appropriées, tant à court terme qu’à long terme, pour encourager les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution à améliorer leurs performances, notamment en ce qui concerne la qualité de l’électricité [...] ». Pour ce faire, la CRE reconduit en le renforçant le mécanisme d’incitation portant sur la continuité d’alimentation mis en place dans le cadre du TURPE 3. Le renforcement des mesures incitatives repose sur : – une extension du périmètre des incitations à la fréquence moyenne de coupure ; – une augmentation du plafond des incitations. La CRE décide de maintenir un niveau d’exigence élevé en termes de durée moyenne de coupure de référence en reconduisant la valeur de 2,4 minutes adoptée dans le cadre du TURPE 3. Les paramètres des incitations sur la durée moyenne de coupure et sur la fréquence moyenne de coupure correspondent à 50 % des valeurs utilisées en planification de réseau (ces dernières étant respectivement de 26 €/kWh et de 3 €/kW). Ces éléments conduisent à une incitation sur la durée moyenne de coupure de 10,4 M€/minute (à comparer à 9,6 M€/minute dans le cadre des précédents tarifs) et une incitation sur la fréquence moyenne de coupure de 72,0 M€/coupure. Le montant du plafond des incitations est fixé à 30 M€, en cohérence avec les paramètres des incitations. Nonobstant les dispositions de la présente section, RTE peut être amené à adresser à la CRE d’autres indicateurs de qualité du réseau public de transport, notamment dans le cadre du compte rendu d’activité de RTE. En outre, RTE peut également transmettre aux acteurs concernés, et en particulier aux utilisateurs, des indicateurs de qualité du réseau public de transport. 4.4.1. Paramètres du schéma incitatif La durée moyenne de coupure et la fréquence moyenne de coupure sont calculées sur le périmètre des installations de consommation et des réseaux publics de distribution directement raccordés au réseau public de transport. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 La durée moyenne de coupure de l’année N (DMCN), exprimée en minutes, est donnée par la formule suivante : DMCN = Total de l’END de l’année N × 60 PMDA (hors pertes) de l’année N END : énergie non distribuée, exprimée en MWh. L’énergie non distribuée est déterminée hors incidents consécutifs aux événements exceptionnels (cf. définition ci-après). Le calcul de l’énergie non distribuée inclut les délestages pour des causes liées au réseau public de transport ; PMDA : puissance moyenne acheminée, exprimée en MW. La puissance moyenne acheminée est obtenue en divisant la valeur de l’énergie acheminée (hors pertes) dans l’année par 8 760 heures (ou 8 784 heures si l’année N est une année bissextile). La fréquence moyenne de coupure de l’année N (FMCN), exprimée en nombre de coupures, est donnée par la formule suivante : FMCN = Nombre de coupures longues et brèves sur l’année N Nombre d’installations au 31 décembre de l’année N Coupure longue : coupure de l’alimentation d’une installation pendant une durée supérieure à 3 minutes ; Coupure brève : coupure de l’alimentation d’une installation pendant une durée comprise entre 1 seconde et 3 minutes. Le nombre de coupures longues et brèves est déterminé hors incidents consécutifs aux événements exceptionnels (cf. définition ci-après). Le niveau de l’incitation financière de l’année N est donné par la formule suivante : IN : incitation financière de l’année N, exprimée en M€, qui peut prendre des valeurs négatives. La valeur absolue de l’incitation annuelle IN est plafonnée à 30 M€ ; DMCréf : durée moyenne annuelle de coupure de référence, exprimée en minutes. Sa valeur est fixée à 2,4 minutes pour toute la durée de la période tarifaire ; FMCréf : fréquence moyenne annuelle de coupure de référence, exprimée en nombre de coupures. Sa valeur est fixée à 0,6 coupure pour toute la durée de la période tarifaire. 4.4.2. Suivi de la continuité d’alimentation Avant la fin de chaque trimestre calendaire, RTE transmet à la CRE les informations suivantes, relatives au trimestre précédent : – l’énergie non distribuée toutes causes confondues ; – l’énergie non distribuée hors événements exceptionnels ; – l’énergie non distribuée lors des délestages ; – l’énergie non distribuée lors des délestages pour des causes liées au réseau public de transport ; – le nombre de coupures longues et brèves toutes causes confondues ; – le nombre de coupures longues et brèves hors événements exceptionnels ; – pour chaque événement exceptionnel : tout élément permettant de justifier le caractère exceptionnel de l’événement, l’énergie non distribuée, le nombre de coupures longues et brèves lors de l’événement ainsi que tout élément permettant d’apprécier la rapidité et la pertinence des mesures prises par RTE pour rétablir les conditions normales d’exploitation. Avant la fin du premier trimestre de chaque année, RTE transmet à la CRE les informations suivantes, relatives à l’année précédente : – la durée moyenne annuelle de coupure toutes causes confondues ; – la durée moyenne annuelle de coupure hors événements exceptionnels ; – la durée moyenne annuelle de coupure consécutive aux délestages ; – la durée moyenne annuelle de coupure consécutive aux délestages pour des causes liées au réseau public de transport ; – la fréquence moyenne annuelle de coupure toutes causes confondues ; – la fréquence moyenne annuelle de coupure hors événements exceptionnels. 4.4.3. Evénements exceptionnels Dans le cadre de la régulation incitative de la continuité d’alimentation, sont considérés comme des événements exceptionnels : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 – les destructions dues à des actes de guerre, émeutes, pillages, sabotages, attentats, atteintes délictuelles ; – les dommages causés par des faits accidentels et non maîtrisables, imputables à des tiers, tels que les incendies, explosions, chutes d’avions ; – les catastrophes naturelles au sens de la loi no 82-600 du 13 juillet 1982 modifiée ; – l’indisponibilité soudaine, fortuite et simultanée de plusieurs installations de production raccordées au réseau public de transport, dès lors que la puissance indisponible est supérieure à ce que prévoit l’application des règles de sûreté mentionnées à l’article 28 du cahier des charges type de concession du réseau public de transport d’électricité (annexé au décret no 2006-1731 du 23 décembre 2006) ; – les mises hors service d’ouvrages décidées par les pouvoirs publics pour des motifs de sécurité publique ou de police dès lors que cette décision ne résulte pas du comportement ou de l’inaction du gestionnaire de réseau public d’électricité ; – les phénomènes atmosphériques d’une ampleur exceptionnelle, au regard de leur impact sur les réseaux, caractérisés par une probabilité d’occurrence annuelle inférieure à 5 % pour la zone géographique considérée dès que, lors d’une même journée et pour la même cause, au moins 100 000 consommateurs finals alimentés par le réseau public de transport et/ou par les réseaux publics de distribution sont privés d’électricité. 4.5. Pertes sur les réseaux Afin de contenir les charges imputables à la couverture des pertes sur le réseau public de transport, un mécanisme de régulation incitative portant sur le coût d’achat des pertes avait été introduit dans le cadre du TURPE 3. Le dispositif d’accès régulé à l’électricité nucléaire historique (ARENH) remet en cause la pertinence de ce mécanisme incitatif dans la mesure où, dès 2014, les achats d’énergie effectués par RTE en dehors de ce dispositif régulé seront fortement limités. De ce fait, la CRE ne reconduit pas ce dispositif pour la période d’application du TURPE 4. Sur la période 2013-2016, l’achat de l’énergie nécessaire à la compensation des pertes représentera près de 15 % des charges à couvrir par les présents tarifs. Dans un souci de minimisation des coûts d’exploitation du réseau public de transport, la CRE a consulté les acteurs sur la pertinence de mettre en place une incitation à la maîtrise des volumes de pertes sur le réseau public de transport. Le mécanisme retenu dans le cadre des présents tarifs prévoit un suivi des actions entreprises par RTE pour contenir le taux de pertes sur le réseau qu’il exploite, sans toutefois soumettre ces actions à une incitation financière. En effet, les échanges avec RTE font apparaître que les marges de manœuvre du gestionnaire de réseau pour maîtriser le taux de pertes sur le réseau public de transport sont relativement faibles. Ce constat est partagé par les acteurs qui se sont prononcés sur ce sujet dans le cadre des consultations publiques de la CRE. Le mécanisme retenu repose sur la transmission annuelle par RTE à la CRE des indicateurs suivants : – volume mensuel des économies de pertes réalisées en exploitation en MWh ; – éléments qualitatifs sur la nature des actions entreprises au cours de l’année pour limiter les volumes de pertes en exploitation ; – volumes de pertes associées aux principaux projets d’investissement en MWh ; – taux de pertes sur le réseau public de transport. E. STRUCTURE TARIFAIRE ET RÈGLES APPLICABLES AUX UTILISATEURS DU DOMAINE DE TENSION HTB L’article L. 341-3 du code de l’énergie dispose que « les méthodologies utilisées pour établir les tarifs d’utilisation des réseaux publics de transport et de distribution d’électricité sont fixées par la Commission de régulation de l’énergie ». Il est complété par l’article L. 341-2 du même code qui dispose que « les tarifs d’utilisation du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution sont calculés de manière transparente et non discriminatoire, afin de couvrir l’ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace ». Enfin, l’article L. 341-4 dispose que « la structure et le niveau des tarifs d’utilisation des réseaux de transport et de distribution d’électricité sont fixés afin d’inciter les clients à limiter leur consommation aux périodes où la consommation de l’ensemble des consommateurs est la plus élevée ». Dans le cadre des dispositions législatives citées ci-avant, la CRE a mené des travaux approfondis sur la structure des coûts des infrastructures de réseaux et du coût des pertes, qui représentent la majeure partie des charges totales à couvrir par les tarifs. La méthodologie employée ainsi que les résultats de ces travaux ont été présentés aux acteurs dans le cadre des consultations publiques de la CRE du 6 mars 2012 et du 6 novembre 2012, dont les synthèses sont consultables sur le site internet de la CRE. La nouvelle méthodologie de construction des tarifs prend en compte la différenciation temporelle des coûts de réseaux en fonction des heures de l’année et alloue aux différents utilisateurs ces coûts sur la base de leurs caractéristiques de consommation. Les utilisateurs qui consomment beaucoup durant les périodes où la consommation de l’ensemble des utilisateurs est la plus forte supportent donc une part importante des coûts de réseaux. Ils sont dès lors incités à déplacer leur consommation des heures chargées pour les réseaux aux heures les moins chargées pour les réseaux, ce qui permet de minimiser à terme les charges liées à l’utilisation des réseaux publics d’électricité. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 Cette nouvelle structure tarifaire répond à la fois au principe de non-discrimination des tarifs inscrit à l’article L. 341-2 du code de l’énergie et à la volonté de maîtrise de la demande d’énergie prévue à l’article L. 341-4 du même code. Sur la base de cette nouvelle méthodologie de construction des tarifs, la CRE introduit des tarifs à différenciation temporelle pour les domaines de tension HTB 2 et HTB 1. La CRE maintient un tarif concave pour le domaine de tension HTB 3. Avant d’exposer plus en détail la méthodologie employée pour construire les présents tarifs, la CRE rappelle les principes généraux qui ont fondé sa décision en matière de structure des tarifs. 1. Principes généraux Pour fonder sa décision tarifaire, la CRE s’appuie sur les principes généraux suivants. 1.1. Tarifs indépendants de la distance Conformément aux dispositions du paragraphe 1 de l’article 14 du règlement (CE) no 714/2009 du 13 juillet 2009, qui dispose notamment que les redevances d’accès aux réseaux ne sont pas fonction de la distance séparant un producteur et un consommateur impliqués dans une transaction, la CRE maintient le principe d’une tarification dite « timbre-poste », qui consiste à facturer les soutirages au même prix quelle que soit l’origine de l’électricité consommée et à facturer les injections quelle que soit la destination de l’électricité produite. La tarification « timbre-poste » n’exclut pas la possibilité d’une différenciation géographique des tarifs. 1.2. Tarifs identiques sur tout le territoire Les présents tarifs sont identiques sur l’ensemble du territoire. Dans le contexte d’une forte augmentation des besoins d’investissements sur les réseaux, notamment pour répondre au développement des nouveaux moyens de production et dans le cadre des objectifs européens en la matière, la question de la pertinence d’un signal de localisation à l’intention des producteurs a été soulevée. Un signal de localisation, qui pourrait prendre la forme d’un tarif d’injection différencié géographiquement, pourrait permettre d’améliorer la coordination entre les investissements dans les réseaux et dans les moyens de production, et donc de réduire les coûts de réseaux sur le long terme. Ce sujet a fait l’objet de premières analyses dont les résultats ont été présentés aux acteurs dans le cadre de la consultation publique de la CRE du 6 mars 2012. La différenciation géographique du tarif d’injection n’est qu’un outil parmi d’autres pour améliorer la coordination des investissements de production et de transport. D’autres options sont envisageables, comme par exemple l’introduction de signaux de localisation sur le marché de gros de l’électricité (prix nodaux) ou dans les modalités de fixation du coût d’un raccordement. Chacune de ces options présente des avantages et des inconvénients qui méritent une réflexion plus approfondie. Cette problématique fait par ailleurs l’objet de discussions au niveau européen. Compte tenu de ce contexte, la CRE estime nécessaire, avant d’envisager la mise en œuvre d’un tel signal de localisation à l’intention des producteurs, d’évaluer les effets des outils déjà mis en place pour améliorer cette coordination (7) et de connaître les orientations que la Commission européenne pourrait adopter sur cette question des signaux de localisation, conformément aux dispositions de l’article 18 du règlement (CE) no 714/2009 du 13 juillet 2009. L’hétérogénéité des positions des acteurs qui se sont exprimés sur ces questions et les orientations de politique énergétique indiquées par la ministre de l’écologie, du développement durable et de l’énergie par courrier du 10 octobre 2012 ont par ailleurs conforté l’idée qu’il était prématuré de s’engager dans la voie d’une différenciation géographique du tarif d’injection. 1.3. Une répartition des coûts des réseaux HTB entre soutirage et injection fondée sur les textes européens L’article 4 du décret no 2001-365 du 26 avril 2001 précise, sur ce point, que les « tarifs tiennent compte des mesures adoptées dans le cadre de l’Union européenne pour harmoniser la tarification applicable aux échanges internationaux d’énergie et faciliter les échanges internationaux de l’énergie électrique ». Les orientations européennes sur les tarifs d’injection et le mécanisme de compensation entre les gestionnaires de réseaux de transport pour les transits, précisées par le règlement européen no 838/2010 du 23 septembre 2010, exposent les critères à partir desquels le niveau du tarif d’injection doit être fixé. Ces critères sont satisfaits dans les présents tarifs. 2. Méthodologie de construction des tarifs La nouvelle méthodologie de construction des tarifs se fonde sur les étapes suivantes. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 2.1. Des tarifs fondés sur les coûts unitaires horaires Les présents tarifs, qu’ils proposent ou non différentes classes temporelles, sont définis sur la base de coûts unitaires horaires d’utilisation des réseaux. La prise en compte de ces coûts unitaires horaires dans la construction des tarifs s’effectue en deux étapes décrites ci-dessous. 2.2. Répartition des coûts sur les différentes heures de l’année Un même volume de soutirage n’engendre pas les mêmes coûts de réseaux selon l’heure de l’année durant laquelle ce soutirage survient. L’examen des coûts de réseaux montre que, durant les heures au cours desquelles les transits sont importants sur les réseaux, un surplus de soutirage engendre des coûts incrémentaux de pertes et de développement des infrastructures plus importants que durant les heures moins chargées pour les réseaux. Les coûts de réseaux sont donc répartis sur les différentes heures de l’année. A chaque domaine de tension, des coûts unitaires d’utilisation des réseaux sont calculés pour chaque heure de l’année. Ces coûts unitaires horaires sont calculés comme la somme des coûts unitaires horaires d’infrastructure et des coûts unitaires horaires de pertes. Les coûts unitaires horaires d’infrastructure sont calculés à partir du coût incrémental moyen induit par la croissance de la charge à chaque heure de l’année. Les coûts unitaires horaires de pertes sont calculés à partir du profil des prix spot de l’électricité sur le marché français, corrigé des tendances pluriannuelles. 2.3. Allocation des coûts horaires entre les utilisateurs des différents domaines de tension au prorata des flux d’énergie induits sur les réseaux Sur la base de la matrice des flux prévisionnels transmise par RTE pour la période 2013-2016, on observe que l’énergie est injectée principalement en très haute tension pour être consommée en grande partie par les utilisateurs des domaines de tension aval. L’énergie emprunte successivement des portions de réseaux à des niveaux de tension décroissants. Aussi les utilisateurs de réseaux aval contribuent-ils, par les flux d’énergie qu’ils induisent, à une grande partie des coûts supportés par RTE pour la gestion des réseaux amont. C’est pourquoi les recettes tarifaires perçues auprès d’un utilisateur contribuent à couvrir non seulement les coûts du domaine de tension auquel il est raccordé mais aussi une partie de ceux des domaines de tension amont. Le calcul de cette contribution des soutirages d’un domaine de tension aux coûts des domaines de tension amont se fonde sur la matrice des flux prévisionnels et la répartition des coûts comptables par domaine de tension, également transmise par RTE à la CRE. L’allocation des coûts d’un domaine de tension sur les domaines de tension aval se faisant au pas horaire, la différenciation temporelle des coûts de réseaux est bien répercutée à l’ensemble des utilisateurs. Une fois réalisée cette allocation des coûts horaires entre les utilisateurs des différents domaines de tension, il est possible d’en déduire pour chaque domaine de tension une enveloppe globale de coûts à recouvrir par l’ensemble des utilisateurs de ce domaine de tension. Cette enveloppe globale est ensuite répartie entre les utilisateurs de ce domaine de tension en fonction des caractéristiques de consommation de ces derniers. 2.4. Des tarifs fondés sur les caractéristiques de consommation des utilisateurs Tous les utilisateurs d’un même domaine de tension ne consomment pas de la même manière. Les caractéristiques de consommation des utilisateurs sont utilisées pour répartir l’enveloppe globale de coûts affectée au domaine de tension auquel ils sont raccordés. Les coûts que génère chaque type d’utilisateurs au sein d’un même domaine de tension dépendent tout particulièrement du taux d’utilisation de la puissance souscrite (que l’on peut traduire en termes de durée d’utilisation) et de la répartition temporelle des soutirages sur l’année. Le taux d’utilisation de la puissance souscrite permet de déterminer une part variable fonction de l’énergie consommée et une part fixe fonction de la puissance souscrite. Si la puissance souscrite est une variable déterminante pour les coûts de réseaux, elle ne suffit cependant pas à elle seule à déterminer les coûts induits par un utilisateur sur les réseaux. Il importe également de connaître la façon dont cette puissance souscrite est utilisée : un consommateur qui utilise la totalité de sa puissance souscrite aux heures les plus chargées pour les réseaux engendre davantage de coûts de réseaux qu’un consommateur qui n’en utilise qu’une partie à ces heures. L’utilisation de coûts de réseaux horaires permet de prendre en compte, dans le processus d’allocation des coûts de réseaux, le profil de soutirage des différents utilisateurs. Ainsi, pour un même volume annuel de consommation, un utilisateur qui consomme durant les heures au cours desquelles les coûts de réseaux sont élevés contribuera davantage au recouvrement des charges tarifaires qu’un utilisateur qui consomme durant les heures au cours desquelles les coûts de réseaux sont faibles. Pour chaque domaine de tension, l’enveloppe globale de coûts est donc répartie entre les utilisateurs raccordés au domaine de tension considéré en fonction du niveau de leur puissance souscrite, du volume total d’énergie qu’ils soutirent sur l’année et de la répartition de leur puissance souscrite et du volume d’énergie soutirée sur les différentes heures de l’année. Les tarifs à différenciation temporelle sont définis en répartissant les coûts entre les différentes classes temporelles. En particulier, la part « énergie » de chaque classe temporelle est définie de telle sorte qu’elle soit proportionnelle au coût unitaire moyen de la classe temporelle concernée . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 2.5. Forme des grilles Les classes temporelles des tarifs proposés aux utilisateurs des domaines de tension HTB 2 et HTB 1 sont conçues pour maximiser l’homogénéité des coûts unitaires horaires au sein de chaque classe tout en maximisant l’hétérogénéité des coûts unitaires horaires entre les classes. L’objectif de lisibilité des tarifs, que les acteurs ont mis en avant dans leurs réponses aux consultations publiques du 15 juillet 2010 et du 6 mars 2012, nécessite par ailleurs de limiter le nombre de classes temporelles et de les répartir de manière cohérente dans l’année. Les utilisateurs des domaines de tension HTB 2 et HTB 1 peuvent choisir entre trois options tarifaires. Chacune de ces options tarifaires comporte cinq classes temporelles. Les classes temporelles des tarifs applicables aux domaines de tension HTB 2 et HTB 1 sont définies comme suit : HEURES DE POINTE (i = 1) HEURES PLEINES D’HIVER (i = 2) HEURES CREUSES D’HIVER (i = 3) HEURES PLEINES D’ÉTÉ (i = 4) HEURES CREUSES D’ÉTÉ (i = 5) De 9 heures à 11 heures et de 18 heures à 20 heures les jours ouvrés de janvier, février et décembre De 7 heures à 9 heures, de 11 heures à 18 heures et de 20 heures à 23 heures les jours ouvrés de janvier, février et décembre ; de 7 heures à 23 heures les jours ouvrés de novembre et mars De 23 heures à 0 heure et de 0 heure à 7 heures les jours ouvrés de novembre à mars ; toute la journée les jours non ouvrés de novembre à mars De 7 heures à 23 heures les jours ouvrés d’avril à octobre De 23 heures à 0 heure et de 0 heure à 7 heures les jours ouvrés d’avril à octobre ; toute la journée les jours non ouvrés d’avril à octobre Le tarif concave est maintenu pour les utilisateurs raccordés au domaine de tension HTB 3. Comme indiqué dans les consultations publiques de la CRE du 6 mars 2012 et du 6 novembre 2012, un tarif à différenciation temporelle pour le domaine de tension HTB 3 pourrait conduire à des déplacements de consommation peu favorables à la minimisation des coûts de long terme du réseau de grand transport, qui a pour finalité de mutualiser les ressources de production au niveau national mais aussi européen. Cette finalité, spécifique au réseau de grand transport, implique une architecture et un mode d’exploitation différents de ceux des réseaux de répartition. A une heure donnée, la préséance économique, la localisation géographique des centrales de production et la disponibilité des ouvrages de réseaux conduisent à déterminer des plans de production et d’échange aux frontières qui permettent de répondre à la demande tant nationale qu’extérieure. De ces plans découle la répartition des transits sur les différents éléments du réseau HTB 3. La détermination d’une structure tarifaire péréquée s’appuie sur le profil horaire des coûts de réseau agrégés au niveau national. L’analyse de ce profil de coûts horaires agrégés ne fait pas apparaître de corrélation entre ce profil et celui de la consommation nationale. Cette absence de corrélation s’explique notamment par le fait que les moyens de production de base sont généralement éloignés des sites vers lesquels l’énergie est transportée. Il existe ainsi des heures au cours desquelles la consommation nationale est à son plus bas niveau de la journée et les transits sur le réseau de grand transport au plus haut. C’est pourquoi, même si le dimensionnement du réseau HTB 3 et donc son coût total dépendent du niveau général de la consommation, le profil horaire des coûts n’est pas lié au profil horaire de la consommation. De ce fait, un tarif HTB 3 à différenciation temporelle pourrait augmenter à terme les coûts du réseau de grand transport en incitant les utilisateurs à déplacer leur consommation sur des périodes qui sont certes peu chargées au niveau national, mais durant lesquelles les transits sur le domaine de tension HTB 3 sont d’ores et déjà élevés. Par ailleurs, l’impact de la localisation des moyens de production sur la définition des plans de transit sur le réseau de grand transport, et donc sur les coûts du réseau HTB 3, pose la question de la pertinence de la différenciation du prix payé par les producteurs pour utiliser le réseau en fonction de leur zone d’implantation géographique. Comme indiqué précédemment, les enjeux soulevés par cette question méritent cependant des analyses complémentaires. 3. Règles tarifaires applicables aux utilisateurs du domaine de tension HTB Les règles contiennent treize sections. Les deux premières définissent les notions utilisées et la structure des tarifs. Les sections 3 à 12 décrivent les composantes tarifaires. La section 13 précise les dispositions transitoires applicables à la souscription de puissance des utilisateurs du réseau HTB. Les règles définies dans le cadre du TURPE 3 sont pour l’essentiel reconduites. Toutefois, au vu du retour d’expérience fourni par les gestionnaires de réseaux ainsi que les contributions reçues lors de la consultation publique de la CRE du 6 novembre 2012, certaines dispositions des règles tarifaires sont modifiées ou complétées. Par ailleurs, l’introduction de tarifs à différenciation temporelle pour les domaines de tension HTB 2 et HTB 1 implique une modification substantielle de la section 6 des règles qui précise les dispositions encadrant la définition des composantes annuelles des soutirages et des composantes mensuelles des dépassements de puissance souscrite aux domaines de tension HTB. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 3.1. Définitions Les définitions des termes « liaisons » et « utilisateur » sont complétées afin de clarifier les conditions d’application des présents tarifs. 3.2. Structure des tarifs La section 2 contient une description des différentes catégories de charges couvertes par les présents tarifs, de la structure des tarifs établie de façon à refléter ces différentes catégories de charges et de la façon d’appliquer les différents tarifs en chaque point de connexion. 3.3. Gestion Les modalités de facturation de la composante de gestion prévues dans le cadre du TURPE 3 sont reconduites, à savoir la facturation explicite des frais de gestion sous la forme d’un terme fixe appliqué à tous les utilisateurs (producteurs, consommateurs et gestionnaires de réseaux) en fonction de leur domaine de tension de raccordement. Afin de mieux refléter les coûts engagés par le gestionnaire de réseau, la facturation de la composante annuelle de gestion est réalisée par point de connexion et par contrat d’accès. Les coûts de gestion des contrats sont constitués des coûts liés à l’accueil des utilisateurs de réseaux, à la gestion des dossiers des utilisateurs, à la facturation, au recouvrement et aux impayés. 3.4. Comptage La tarification de la composante de comptage applicable aux utilisateurs des domaines de tension HTB dépend du régime de propriété du compteur. La composante de comptage couvre, pour les utilisateurs propriétaires de leur dispositif de comptage, les coûts : – de vérification du bon fonctionnement des matériels de comptage réalisée à l’initiative du gestionnaire de réseau ; – de relève ou de télérelève (dont les coûts d’abonnement et de communication) ; – de mesure, de calcul et d’enregistrement des données de comptage ; – de validation, de correction et de mise à disposition des données de comptage validées. Les données de comptage sont transmises à l’utilisateur, ou à un tiers autorisé par l’utilisateur, selon une fréquence minimale définie en fonction du domaine de tension et de la puissance de soutirage qu’il a souscrite et/ou de la puissance maximale d’injection du point de connexion. Pour les utilisateurs dont le dispositif de comptage est la propriété du gestionnaire de réseau ou des autorités concédantes, la composante de comptage couvre, également, les coûts : – des charges de capital des dispositifs de comptage, déduction faite de la part des contributions de raccordement relative aux dispositifs de comptage ; – d’entretien des matériels de comptage ; – de renouvellement des matériels de comptage ; – le cas échéant, de synchronisation des matériels de comptage. En revanche, cette composante de comptage ne comprend pas le coût des changements des dispositifs de comptage réalisés à la demande de l’utilisateur ou d’un tiers autorisé par l’utilisateur, qui font l’objet d’une facturation spécifique dans le cadre des règles tarifaires relatives aux prestations annexes réalisées sous le monopole du gestionnaire de réseau. 3.5. Injection La France étant un pays exportateur net d’énergie électrique, la contribution nette de RTE au mécanisme européen de compensation entre réseaux de transport pour les transits est positive. Les utilisateurs de réseau français ne doivent pas supporter la charge de cette contribution, dont la responsabilité incombe aux exportateurs. Le tarif d’injection est fixé à 19 c€/MWh sur l’ensemble de la période tarifaire pour les producteurs raccordés aux domaines de tension HTB 3 et HTB 2. Ce montant tient notamment compte de la contribution de RTE au mécanisme européen de compensation entre réseaux de transport. 3.6. Soutirage Les règles applicables au calcul des composantes utilisées pour la facturation du soutirage et des dépassements de puissance souscrite sont adaptées du fait de l’introduction de tarifs à différenciation temporelle pour les utilisateurs des domaines de tension HTB 2 et HTB 1. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 Les composantes mensuelles de dépassement de puissance souscrite (CMDPS) sont calculées de sorte qu’un utilisateur dépassant de 10 % sa puissance souscrite pendant cent heures d’une même classe temporelle paie la même facture que s’il avait souscrit une puissance supérieure de 10 %. La reconduction de cette méthode de calcul permet de conserver la même incitation des utilisateurs à souscrire une puissance souscrite optimale. 3.7. Alimentations complémentaires et de secours Pour les liaisons complémentaires ou de secours, seules les parties dédiées sont facturées. Cette modalité de facturation tient compte du fait que, compte tenu des règles de dimensionnement du réseau en « N – 1 », il n’est pas possible de distinguer un surcoût associé à la fourniture de capacité complémentaire ou de secours. Un coefficient de dépassement de puissance souscrite pour l’alimentation de secours, lorsque celle-ci est raccordée à un domaine de tension différent de celui de l’alimentation principale, est introduit. Cette disposition permet de garantir que l’incitation donnée à l’utilisateur de souscrire la puissance optimale porte également lors du choix de la puissance souscrite pour son alimentation de secours. 3.8. Regroupement conventionnel des points de connexion Le mécanisme de regroupement en vigueur depuis le 1er janvier 2006 est reconduit pour la période d’application du TURPE 4. 3.9. Dispositifs tarifaires applicables aux gestionnaires des réseaux publics de distribution Les gestionnaires des réseaux publics de distribution présentent des spécificités qui sont définies par la loi et la réglementation. Pour tenir compte de ces spécificités dans les tarifs applicables aux différents domaines de tension, les dispositifs particuliers suivants sont maintenus : – l’utilisation des ouvrages de transformation est facturée en fonction des charges moyennes directes des postes de transformation ; – la compensation pour exploitation de liaisons à la même tension que le réseau public amont est établie à partir de la différence entre les tarifs au domaine de tension de livraison et au domaine de tension immédiatement inférieur, minorée du montant de la composante d’utilisation des ouvrages de transformation et pondérée par les parts de ces liaisons exploitées par les différents gestionnaires de réseau ; – les écrêtements des factures mensuelles de dépassement de puissance des distributeurs sont autorisés en cas de froid très rigoureux, dans les mêmes conditions que celles prévues dans le cadre du TURPE 2. Les définitions des termes l1 et l2, utilisés pour le calcul de la compensation pour exploitation de liaisons à la même tension que le réseau public amont, sont clarifiées. 3.10. Utilisations ponctuelles Pour tenir compte de certaines situations dans lesquelles les capacités de réseau permettent d’acheminer une puissance appelée pendant de courtes périodes sans préjudice pour les autres utilisateurs, le dispositif de facturation des dépassements ponctuels programmés (DPP) tel que défini dans le TURPE 3 est reconduit. Ces dépassements, qui doivent être convenus à l’avance avec le gestionnaire de réseau, sont facturés au prix moyen de l’énergie soutirée par un utilisateur ayant un taux d’utilisation de 25 %. La demande de DPP est conditionnée à la réalisation de travaux sur les installations électriques du demandeur. Le mécanisme des DPP est transitif afin de ne pas pénaliser les gestionnaires de réseaux publics de distribution. 3.11. Energie réactive La tarification particulière appliquée aux transits de réactif aux points de connexion des réseaux publics de distribution au réseau public de transport est reconduite, afin que soit stabilisé le volume du parc de condensateurs HTA et ainsi conservées les capacités de production de réactif sur les réseaux publics de distribution. Un barème fixe des pénalités en cas d’excursion en dehors d’une plage de « tangente phi » convenue contractuellement entre les parties au regard de règles consignées dans la documentation technique de référence du gestionnaire du réseau public de transport. En l’absence d’accord entre les parties, les présentes règles tarifaires précisent la méthode de détermination de la borne supérieure de la plage de « tangente phi ». Cette méthode s’appuie sur l’utilisation de valeurs historiques et prévoit l’introduction d’une valeur plancher. Cette valeur plancher se justifie notamment par le développement rapide de la production décentralisée et la tendance à l’augmentation naturelle des « tangentes phi » sur les réseaux publics de distribution et permet d’éviter une différence de traitement excessive entre points de connexion. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 3.12. Indexation de la grille tarifaire L’ensemble des coefficients de la grille tarifaire, à l’exception des coefficients pondérateurs de puissance souscrite, du coefficient c de la composante de soutirage applicable au domaine de tension HTB 3 et de la composante d’injection, sont indexés lors des évolutions tarifaires annuelles. 3.13. Dispositions transitoires Une période d’apprentissage pour la souscription de puissance est définie. L’objectif de cette période d’apprentissage est de permettre, au cours des premiers mois d’application du TURPE 4, la facturation d’un terme de rattrapage permettant de limiter les conséquences de la perte de recettes induites par l’introduction de tarifs à différenciation temporelle en lieu et place des tarifs concaves. Cette disposition transitoire permet aux utilisateurs qui auront effectivement modifié leur comportement de soutirage en réponse au signal horosaisonnalisé de profiter de l’intégralité des bénéfices tarifaires induits. Deux dates de régularisation sont définies : le 31 décembre 2013 et le 31 mars 2014 (dernier jour de la période hivernale) afin de faciliter la gestion comptable du dispositif et de permettre aux utilisateurs bénéficiaires d’une éventuelle clause « écrêtement grand froid » d’enregistrer la réduction de tarif correspondante sur l’exercice comptable 2013. F. ANNEXES 1. Programme de R&D de RTE RTE prévoit de mener, au cours de la prochaine période tarifaire, des projets de R&D structurés selon quatre programmes. Le programme « environnement » vise à répondre aux attentes sociétales et s’articule autour des axes suivants : poursuite des recherches sur l’interaction entre champs électromagnétiques et santé ; recherche sur la biodiversité, notamment dans le domaine sous-marin ; étude des outils et méthodes permettant de réduire l’empreinte environnementale des activités de RTE et poursuite de travaux académiques dans le champ sociologique pour améliorer l’adhésion des parties prenantes aux projets de développement ou de mise à niveau du réseau. Parmi les projets de ce programme peuvent être cités : – un démonstrateur de « poste électrique développement durable » dans la Somme visant à réduire l’empreinte environnementale tout au long de la vie de l’ouvrage, qui sera achevé en 2014 ; – un projet de recherche permettant de mieux connaître le seuil d’apparition de manifestation d’effets physiologiques sous exposition d’un champ magnétique. Les résultats de ce projet, attendus en 2015, permettront de mieux maîtriser l’exposition des travailleurs, en particulier lors des opérations de travaux sous tension ; – un projet visant à proposer des méthodes et des outils de dialogue avec les parties prenantes de l’élaboration des projets de réseau, dont les résultats sont attendus en 2015. Le programme « gestion des actifs et maintenance » vise à développer des outils et méthodes innovantes afin d’optimiser les politiques techniques de mise à niveau et de renouvellement du réseau et à conduire une maintenance optimisée pour une disponibilité maximale du réseau. Parmi les projets de ce programme peuvent être cités : – Smartlab : développement d’outils de simulation des phénomènes de vieillissement des composants et d’optimisation des scénarios de gestion des actifs ; – drone et robotique : ce projet fournira aux opérateurs de maintenance des outils facilitant le diagnostic en assurant leur sécurité. Les premiers résultats pour le diagnostic de la dégradation de manchons, l’état de conducteurs comportant des brins coupés seront validés fin 2013. Les étapes suivantes permettront d’étendre le spectre d’utilisation des robots et drones. Le programme « système électrique » entend soutenir le développement des méthodes et outils permettant d’assurer l’optimisation d’un système électrique intégrant une part plus importante d’énergies renouvelables intermittentes. Parmi les projets de ce programme peuvent être cités : – iTesla : approche innovante de l’analyse de la sécurité de fonctionnement des réseaux par une approche probabiliste étendue. Les modèles et outils d’analyse de risque sont prévus pour fin 2014 et la livraison finale de la boite à outils fin 2015 ; – modèles de prévision de la production intermittente : les résultats pour le photovoltaïque sont prévus en 2013, pour l’éolien offshore en 2015. Des études sont aussi menées sur les modes communs afin d’analyser les corrélations entre les modèles de prévisions portant sur l’énergie photovoltaïque, l’énergie éolienne et l’énergie hydrolienne pour en tirer des prévisions affinées. Les résultats de ces études sont également attendus en 2015. Ces outils sont essentiels pour contribuer à la maîtrise de l’équilibre entre l’offre et la demande ; – SmaRTE : cette plateforme de simulation permet de développer les outils et méthodes permettant d’anticiper les phénomènes liés à l’insertion de composants complexes dans les réseaux électriques, comme les compensateurs statiques de puissance réactive, les liaisons câbles de grande longueur ou les stations de conversion de courant continu/alternatif. Le développement de nouveaux modèles en 2013 permettra d’affiner les études d’insertion de la liaison à courant continu entre la France et l’Espagne dans le réseau. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 Le programme « réseau du futur » vise à anticiper et accélérer le développement des technologies innovantes préfigurant le réseau de demain. Parmi les projets de ce programme peuvent être cités : – Twenties : pour lever certains verrous technologiques au développement de réseau à courant continu maillé. En 2013, un prototype de laboratoire de disjoncteur à courant continu sera testé ; – poste intelligent : projet Smart grid visant, par l’intégration poussée de la numérisation des processus, à faciliter l’intégration des énergies renouvelables sur le réseau. La mise en service de ce démonstrateur est prévue en 2016. Par ailleurs, RTE participe activement aux sociétés savantes et aux travaux de normalisation internationale, en particulier au sein de CIGRE, de l’IEEE, de la CEI et de CENELEC. La thématique Smart grid est portée par les programmes « système électrique » et « réseau du futur ». Le suivi annuel intégrera un point de synthèse des avancées en matière de Smart grid résultant de la concaténation de différents projets. A titre indicatif, RTE prévoit que les dépenses de R&D, par thématique, seront ventilées de la façon suivante (en M€ courants) : THÉMATIQUE 2013 2014 2015 2016 TOTAL Environnement Gestion des actifs et maintenance Système électrique Réseau du futur Normalisation & sociétés savantes Total 1,2 9,2 6,9 5,8 0,6 23,7 1,4 9,4 7,9 6,3 0,6 25,6 1,4 10,2 9,1 7,3 0,6 28,6 1,5 10 9,2 9,3 0,7 30,7 5,5 38,8 33,1 28,7 2,5 108,6 2. Synthèse de la grille tarifaire Composante de gestion a1 (€/an) CONTRAT D’ACCÈS AU RÉSEAU conclu par l’utilisateur CONTRAT D’ACCÈS AU RÉSEAU conclu par le fournisseur HTB 7 884,80 7 884,80 Composante de comptage Dispositifs de comptage propriété du gestionnaire du réseau public d’électricité ou des autorités concédantes DOMAINE de tension FRÉQUENCE MINIMALE de transmission CONTRÔLE de la puissance GRANDEURS MESURÉES COMPOSANTE ANNUELLE de comptage (€/an) HTB Hebdomadaire Dépassement Courbe de mesure 2 726,22 Dispositifs de comptage propriété des utilisateurs DOMAINE de tension FRÉQUENCE MINIMALE de transmission CONTRÔLE de la puissance GRANDEURS MESURÉES COMPOSANTE ANNUELLE de comptage (€/an) HTB Hebdomadaire Dépassement Courbe de mesure 489,43 Composante des injections . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 DOMAINE DE TENSION c€/MWh HTB 3 HTB 2 HTB 1 19 19 0 Composante des soutirages Tarif pour le domaine de tension HTB 3 DOMAINE DE TENSION a2 (€/kW/an) b (€/kW/an) c HTB 3 4,75 19,25 0,856 Tarif pour le domaine de tension HTB 2 Moyenne utilisation a2 (€/kW/an) 8,60 HEURES de pointe (i = 1) HEURES pleines d’hiver (i = 2) HEURES creuses d’hiver (i = 3) HEURES pleines d’été (i = 4) HEURES creuses d’été (i = 5) Coefficient pondérateur de l’énergie (c€/kWh) Coefficient pondérateur de puissance 0,61 0,54 0,40 0,36 0,27 100 % 94 % 68 % 44 % 19 % Longue utilisation a2 (€/kW/an) 11,26 HEURES de pointe (i = 1) HEURES pleines d’hiver (i = 2) HEURES creuses d’hiver (i = 3) HEURES pleines d’été (i = 4) HEURES creuses d’été (i = 5) Coefficient pondérateur de l’énergie (c€/kWh) Coefficient pondérateur de puissance 0,50 0,44 0,32 0,29 0,20 100 % 95 % 69 % 45 % 19 % Très longue utilisation a2 (€/kW/an) 14,42 HEURES de pointe (i = 1) HEURES pleines d’hiver (i = 2) HEURES creuses d’hiver (i = 3) HEURES pleines d’été (i = 4) HEURES creuses d’été (i = 5) Coefficient pondérateur de l’énergie (c€/kWh) Coefficient pondérateur de puissance 0,43 0,37 0,27 0,24 0,17 100 % 95 % 69 % 46 % 20 % . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 Tarif pour le domaine de tension HTB 1 Moyenne utilisation a2 (€/kW/an) 14,33 HEURES de pointe (i = 1) HEURES pleines d’hiver (i = 2) HEURES creuses d’hiver (i = 3) HEURES pleines d’été (i = 4) HEURES creuses d’été (i = 5) Coefficient pondérateur de l’énergie (c€/kWh) Coefficient pondérateur de puissance 1,25 1,08 0,78 0,66 0,47 100 % 94 % 67 % 41 % 18 % Longue utilisation a2 (€/kW/an) 15,72 HEURES de pointe (i = 1) HEURES pleines d’hiver (i = 2) HEURES creuses d’hiver (i = 3) HEURES pleines d’été (i = 4) HEURES creuses d’été (i = 5) Coefficient pondérateur de l’énergie (c€/kWh) Coefficient pondérateur de puissance 1,22 1,04 0,74 0,62 0,43 100 % 94 % 67 % 42 % 18 % Très longue utilisation a2 (€/kW/an) 19,20 HEURES de pointe (i = 1) HEURES pleines d’hiver (i = 2) HEURES creuses d’hiver (i = 3) HEURES pleines d’été (i = 4) HEURES creuses d’été (i = 5) Coefficient pondérateur de l’énergie (c€/kWh) Coefficient pondérateur de puissance 1,16 0,97 0,68 0,57 0,39 100 % 94 % 67 % 43 % 18 % TARIFS D’UTILISATION D’UN RÉSEAU PUBLIC D’ÉLECTRICITÉ DANS LE DOMAINE DE TENSION HTB 1. Définitions Pour l’application des présentes règles, les termes mentionnés ci-dessous ont les significations suivantes. 1.1. Absorption de puissance réactive Transit d’énergie électrique réactive par le point de connexion destiné à desservir l’utilisateur du réseau public d’électricité. 1.2. Alimentations Lorsqu’un utilisateur est raccordé au réseau public par plusieurs alimentations, il convient contractuellement de la désignation de ses alimentations principales, complémentaires et de secours avec le gestionnaire du réseau public auquel il est connecté. 1.2.1. Alimentation(s) principale(s) La ou les alimentation(s) principale(s) d’un utilisateur doi(ven)t permettre d’assurer la mise à disposition de l’utilisateur de la puissance de soutirage qu’il a souscrite et/ou de la puissance maximale d’injection convenue . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 en régime normal d’exploitation des ouvrages électriques de l’utilisateur. Le régime normal d’exploitation est convenu contractuellement entre l’utilisateur et le gestionnaire du réseau public auquel il est connecté, dans le respect des engagements de qualité contenus dans le contrat d’accès correspondant. 1.2.2. Alimentation de secours Une alimentation d’un utilisateur est une alimentation de secours si elle est maintenue sous tension, mais n’est utilisée pour le transfert d’énergie entre le réseau public et les installations d’un ou plusieurs utilisateurs qu’en cas d’indisponibilité de tout ou partie de ses ou de leurs alimentations principales et complémentaires. La partie dédiée d’une alimentation de secours est la partie du réseau public qui n’est traversée que par des flux ayant pour destination un ou plusieurs point(s) de connexion d’une ou plusieurs alimentation(s) de secours de cet utilisateur ou d’un autre utilisateur. Les flux pris en compte pour établir la partie dédiée des alimentations de secours sont ceux qui s’établissent sous le régime d’exploitation en cas d’indisponibilité de tout ou partie de ses autres alimentations, des ouvrages électriques du ou des utilisateur(s) convenu contractuellement avec le gestionnaire du réseau public auquel il est connecté, compte tenu de la topologie du réseau public et quelles que soient les manœuvres d’exploitation auxquelles peut procéder son gestionnaire. 1.2.3. Alimentation complémentaire Les alimentations d’un utilisateur qui ne sont ni des alimentations principales ni des alimentations de secours sont les alimentations complémentaires de cet utilisateur. La partie dédiée d’une alimentation complémentaire d’un utilisateur est la partie du réseau public qui n’est traversée que par des flux ayant pour origine ou pour destination un ou plusieurs point(s) de connexion de cet utilisateur. Les flux pris en compte pour établir la partie dédiée des alimentations complémentaires sont ceux qui s’établissent sous le régime normal d’exploitation des ouvrages électriques de l’utilisateur convenu contractuellement avec le gestionnaire du réseau public auquel il est connecté, compte tenu de la topologie du réseau public et quelles que soient les manœuvres d’exploitation auxquelles peut procéder son gestionnaire. 1.3. Cellule Une cellule est un ensemble d’appareillages électriques installé dans un poste électrique et qui comprend un appareil de coupure principal (généralement un disjoncteur), un ou plusieurs sectionneurs, des réducteurs de mesures et des dispositifs de protection. 1.4. Classe temporelle Pour tout tarif d’utilisation des réseaux publics d’électricité, on appelle classe temporelle l’ensemble des heures de l’année durant lesquelles le même coefficient tarifaire s’applique. 1.5. Contrat d’accès au réseau Le contrat d’accès au réseau est le contrat visé aux articles L. 111-91 à L. 111-95 du code de l’énergie qui a pour objet de définir les conditions techniques, juridiques et financières de l’accès d’un utilisateur à un réseau public de transport ou de distribution en vue de soutirage et/ou d’injection d’énergie électrique. Il est conclu avec le gestionnaire du réseau public soit par l’utilisateur, soit par le fournisseur pour le compte de celui-ci. 1.6. Courbe de mesure La courbe de mesure est l’ensemble de valeurs moyennes horodatées d’une grandeur mesurée, sur des périodes d’intégration consécutives et de même durée. La courbe de charge est une courbe de mesure de la puissance active soutirée. Les périodes d’intégration sont des intervalles de temps consécutifs de même durée pendant lesquels sont calculées les valeurs moyennes d’une grandeur électrique variant au cours du temps. Lorsque les présentes règles disposent que des grandeurs sont calculées par période d’intégration, la valeur de ces grandeurs est ramenée pendant chaque période d’intégration à leur valeur moyenne pendant cette période. 1.7. Dispositif de comptage Le dispositif de comptage est constitué de l’ensemble des compteurs d’énergie active et/ou réactive au point de comptage considéré, des armoires, coffrets ou panneaux afférents, ainsi que, le cas échéant, des équipements complémentaires suivants qui lui sont dédiés : réducteurs de mesure BT, récepteurs de signaux tarifaires, dispositifs de synchronisation, appareils de mise en forme tarifaire des données de comptage, interfaces de communication pour la relève des compteurs, dispositifs de commande pour la limitation de la puissance appelée, boîtes d’essais. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 1.8. Domaine de tension Les domaines de tension des réseaux publics de transport et de distribution en courant alternatif sont définis par le tableau ci-dessous : TENSION DE CONNEXION (Un) DOMAINE DE TENSION Un ͨ 1 kV 1 kV  Un ȅ 40 kV 40 kV  Un ȅ 50 kV 50 kV  Un ȅ 130 kV 130 kV  Un ȅ 350 kV 350 kV  Un ȅ 500 kV HTA 1 HTA 2 HTB 1 HTB 2 HTB 3 BT Domaine HTA Domaine basse tension Domaine haute tension Domaine HTB Les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité applicables aux utilisateurs connectés aux réseaux publics en HTA2 sont ceux du domaine de tension HTB 1. 1.9. Fourniture de puissance réactive Transit d’énergie électrique réactive par le point de connexion destiné à l’alimentation du réseau public d’électricité par l’utilisateur. 1.10. Index Les index d’énergie représentent l’intégration temporelle de valeurs efficaces d’une puissance, indépendamment pour chaque quadrant, depuis une origine temporelle choisie. 1.11. Injection de puissance active Transit d’énergie électrique active par le point de connexion destiné à l’alimentation du réseau public d’électricité par l’utilisateur. 1.12. Jeu de barres Ensemble triphasé de trois rails métalliques ou de trois conducteurs dont chacun compose un ensemble de points, de tension identique, communs à chaque phase d’un système triphasé et qui permettent la connexion des installations (instruments, lignes, câbles) entre elles. Un jeu de barre n’est pas une liaison (telle que définie ci-dessous) au sens des présentes règles tarifaires. 1.13. Liaison Une liaison est constituée par un circuit, ensemble de conducteurs et, le cas échéant, un câble de garde. Toutefois, lorsqu’un transformateur et un jeu de barres sont implantés dans l’enceinte d’un même poste électrique ou dans l’enceinte de deux postes électriques mitoyens, le circuit reliant le transformateur au jeu de barres ne constitue pas une liaison au sens des présentes règles tarifaires, mais fait partie intégrante des ouvrages de transformation. 1.14. Ouvrages de transformation Les ouvrages de transformation sont les ouvrages des réseaux publics d’électricité qui sont situés à l’interface entre deux domaines de tension différents. 1.15. Points de connexion Le ou les point(s) de connexion d’un utilisateur au réseau public coïncide(nt) avec la limite de propriété entre les ouvrages électriques de l’utilisateur et les ouvrages électriques du réseau public et correspond(ent) . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 généralement à l’extrémité d’un ouvrage électrique, matérialisée par un organe de coupure. Par organe de coupure, on entend un appareil installé sur un réseau électrique et permettant d’interrompre un courant non nul qui circule entre les deux extrémités de cet appareil. Pour un utilisateur disposant de plusieurs points de connexion au réseau public, pour l’application des présentes règles, on considère que tout ou partie de ces points sont confondus si, dans le régime normal d’exploitation des ouvrages électriques de l’utilisateur convenu contractuellement avec le gestionnaire du réseau public, ils sont reliés par des ouvrages électriques de cet utilisateur à la tension de connexion. 1.16. Puissance active (P) La puissance active P désigne, en un point quelconque du réseau électrique, le flux d’énergie moyen en régime établi. 1.17. Puissance apparente (S) La puissance apparente S représente l’amplitude du signal de puissance instantanée en un point quelconque du réseau électrique. 1.18. Puissance réactive (Q) et énergie réactive La puissance réactive Q est égale à la puissance active que multiplie le rapport tg ␸. L’énergie réactive désigne l’intégrale de la puissance réactive Q pendant une période de temps déterminée. L’énergie réactive est stockée sous forme de champ électromagnétique dans l’environnement des réseaux électriques, mais n’est pas consommée par ses utilisateurs. 1.19. Rapport tangente phi (tg ␸) Le rapport tangente phi (tg ␸) mesure, en un point quelconque du réseau électrique, le déphasage des signaux de tension et d’intensité. Le rapport tg ␸ constitue un paramètre important de la conduite et de la sûreté du réseau électrique. 1.20. Soutirage de puissance active Transit d’énergie électrique active par le point de connexion destiné à desservir l’utilisateur du réseau public d’électricité. 1.21. Utilisateur Un utilisateur d’un réseau public de transport ou de distribution est toute personne physique ou tout établissement d’une personne morale, notamment gestionnaire de réseaux publics, alimentant directement ce réseau public ou directement desservi par ce réseau. Les circuits d’interconnexion ne sont pas considérés comme des utilisateurs au sens des présentes règles. 2. Structure des tarifs d’utilisation des réseaux publics Les tarifs ci-après sont exprimés hors tous prélèvements ou taxes applicables à l’utilisation des réseaux électriques publics dont, en particulier, la contribution tarifaire mentionnée au I de l’article 18 de la loi no 2004-803 du 9 août 2004 modifiée relative au service public de l’électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières. Conformément à l’article L. 341-2 du code de l’énergie, lequel dispose que les « tarifs d’utilisation du réseau public de transport et des réseaux publics de distribution sont calculés de manière transparente et non discriminatoire, afin de couvrir l’ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de ces réseaux dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace », et à l’article 2 du décret no 2001-365 du 26 avril 2001 modifié, ils couvrent notamment : – les coûts liés à la constitution de réserves d’exploitation qui comprennent les coûts relatifs à l’acquisition par les gestionnaires de réseaux publics des services système de tenue de la tension et les coûts de constitution des réserves primaires et secondaires de tenue de la fréquence ; – les coûts relatifs au fonctionnement du dispositif de responsable d’équilibre pour les sites de consommation et/ou de production d’électricité disposant d’un point de connexion aux réseaux publics de transport et de distribution ; – les coûts de comptage, de contrôle, de relève, de validation et de transmission des données de comptage ; – la part des coûts des prestations annexes réalisées sous le monopole des gestionnaires de réseaux publics non couverte par les tarifs de ces prestations ; . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 – la part des coûts d’extension des réseaux publics d’électricité non couverte par les contributions versées aux gestionnaires de réseaux publics lorsque ceux-ci sont maîtres d’ouvrage des travaux de raccordement. Par exception, certaines prestations spécifiquement identifiées, réalisées à la demande de l’utilisateur ou de son fait, font l’objet d’une facturation séparée, notamment dans les conditions prévues par la (les) délibération(s) tarifaire(s) relative(s) aux prestations annexes réalisées sous le monopole des gestionnaires de réseaux publics d’électricité en vigueur, pour la part de leurs coûts non couverte par les tarifs d’utilisation des réseaux publics d’électricité définis aux sections 3 à 11 ci-après. Il en va de même pour l’utilisation des interconnexions avec les réseaux de transport des pays voisins qui est facturée selon les résultats de mécanismes de marché établis en application du règlement (CE) no 714/2009 du 13 juillet 2009 sur les conditions d’accès au réseau pour les échanges transfrontaliers d’électricité. Le contrat d’accès au réseau précise le(s) point(s) de connexion de l’utilisateur au réseau public concerné et le tarif qui y est appliqué. Pour chaque point de connexion, il précise également le domaine de tension de connexion, la puissance de soutirage souscrite par l’utilisateur, le dispositif de comptage employé. La (les) puissance(s) de soutirage souscrite(s) est (sont) définies au début d’une période de douze mois consécutifs pour l’ensemble de cette période, sous réserve des dispositions transitoires prévues à la section 13. Le contrat d’accès au réseau prévoit les conditions dans lesquelles la puissance de soutirage souscrite peut être modifiée au cours de cette période. En chaque point de connexion, le prix payé annuellement pour l’utilisation d’un réseau public d’électricité est la somme de : – la (les) composante(s) annuelle(s) de gestion (CG) ; – la (les) composante(s) annuelle(s) de comptage (CC) ; – la composante annuelle des injections (CI) ; – la composante annuelle des soutirages (CS) ; – les composantes mensuelles des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) ; – la composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours (CACS) ; – la composante de regroupement conventionnel des points de connexion (CR) ; – pour les gestionnaires de réseaux publics, la composante annuelle d’utilisation des ouvrages de transformation (CT), la compensation pour exploitation de liaisons à la même tension que le réseau public amont et les écrêtements grand froid ; – la composante annuelle des dépassements ponctuels programmés (CDPP) ; – la composante annuelle de l’énergie réactive (CER). Ces composantes s’appliquent nonobstant toute disposition contraire des cahiers des charges, des conventions de concession et des contrats, notamment celles relatives à la facturation de frais d’exploitation, d’entretien et de renouvellement. L’énergie à prendre en compte pour calculer les composantes annuelles d’injection et de soutirage en chaque point de connexion est l’énergie correspondant au flux physique au point de connexion concerné, mesurée par période d’intégration par le dispositif de comptage contractuellement convenu. 3. Composante annuelle de gestion (CG) La composante annuelle de gestion du contrat d’accès au réseau couvre les coûts de la gestion des dossiers des utilisateurs, l’accueil physique et téléphonique des utilisateurs, la facturation et le recouvrement. La composante annuelle de gestion d’un contrat d’accès conclu par un fournisseur exclusif est, également, applicable : – aux consommateurs n’ayant pas fait usage de la faculté prévue à l’article L. 331-1 du code de l’énergie ; – aux utilisateurs qui bénéficient d’un tarif d’achat antérieur à la loi no 2000-108 du 10 février 2000 modifiée relative à la modernisation et au développement du service public d’électricité. La composante annuelle de gestion a1 est établie pour chaque point de connexion d’une ou des alimentation(s) principale(s) et pour chaque contrat d’accès selon le tableau 1 ci-dessous : Tableau 1 a1 (€/an) CONTRAT D’ACCÈS AU RÉSEAU conclu par l’utilisateur CONTRAT D’ACCÈS AU RÉSEAU conclu par le fournisseur HTB 7 884,80 7 884,80 4. Composante annuelle de comptage (CC) La composante annuelle de comptage couvre les coûts de comptage, de contrôle, de relève, de transmission de données de comptage (celles-ci sont transmises à l’utilisateur ou à un tiers autorisé par lui selon une fréquence minimale définie dans les tableaux 2.1 et 2.2 ci-dessous) et, le cas échéant, de location et d’entretien. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 Elle est établie, en fonction des caractéristiques techniques des dispositifs de comptage et des services demandés par l’utilisateur, selon les tarifs ci-après. Les grandeurs mesurées par les appareils de mesure et de contrôle de l’utilisateur doivent permettre le calcul des composantes annuelles du tarif d’utilisation des réseaux publics. La composante annuelle de comptage est établie pour chaque dispositif de comptage selon les tableaux 2.1 et 2.2 ci-dessous en fonction du régime de propriété du dispositif de comptage. 4.1. Dispositifs de comptage propriété du gestionnaire du réseau public d’électricité ou des autorités concédantes La composante annuelle de comptage facturée aux utilisateurs dont le dispositif de comptage est la propriété du gestionnaire du réseau public d’électricité ou des autorités concédantes est définie dans le tableau 2.1 ci-après, en fonction du domaine de tension, de la puissance de soutirage souscrite et/ou de la puissance maximale d’injection, de son contrôle et des grandeurs mesurées (index ou courbe de mesure). Tableau 2.1 DOMAINE de tension Puissance (P) FRÉQUENCE minimale de transmission CONTRÔLE de la puissance GRANDEURS mesurées COMPOSANTE annuelle de comptage (€/an) HTB – Hebdomadaire Dépassement Courbe de mesure 2 726,22 4.2. Dispositifs de comptage propriété des utilisateurs La composante annuelle de comptage facturée aux utilisateurs propriétaires de leur dispositif de comptage est définie dans le tableau 2.2 ci-après, en fonction du domaine de tension, de la puissance de soutirage souscrite et/ou de la puissance maximale d’injection, de son contrôle et des grandeurs mesurées (index ou courbe de mesure). Tableau 2.2 DOMAINE de tension Puissance (P) FRÉQUENCE minimale de transmission CONTRÔLE de la puissance GRANDEURS mesurées COMPOSANTE annuelle de comptage (€/an) HTB – Hebdomadaire Dépassement Courbe de mesure 489,43 5. Composante annuelle des injections (CI) La composante annuelle des injections est établie en chaque point de connexion, en fonction de l’énergie active injectée sur le réseau public, selon le tableau 3 ci-dessous : Tableau 3 DOMAINE DE TENSION c€/MWh HTB 3 HTB 2 HTB 1 19 19 0 6. Composantes annuelles des soutirages (CS) et composantes mensuelles des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) aux domaines de tension HTB 6.1. Composante annuelle des soutirages (CS) 6.1.1. Tarif pour le domaine de tension HTB 3 Les utilisateurs choisissent, par multiples de 1 kW, une puissance souscrite PSouscrite pour chacun de leurs points de connexion au domaine de tension HTB 3. En chacun de ces points de connexion, la composante annuelle des soutirages est établie selon la formule suivante : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 Le taux d’utilisation ␶ est calculé à partir de l’énergie active soutirée Esoutirée en kWh pendant la période de douze mois consécutifs considérée, de la puissance souscrite PSouscrite en kW et de la durée D en heures de l’année considérée selon la formule suivante : ␶= Esoutirée D.PSouscrite Les coefficients a2, b et c employés sont ceux du tableau 4 ci-dessous : Tableau 4 DOMAINE DE TENSION a2 (€/kW/an) b (€/kW/an) c HTB 3 4,75 19,25 0,856 6.1.2. Tarif pour le domaine de tension HTB 2 Pour chacun de leurs points de connexion au domaine de tension HTB 2 les utilisateurs choisissent pour chacune des n classes temporelles qu’il comporte, par multiples de 1 kW, une puissance souscrite Pi, où i désigne la classe temporelle. Quel que soit i, les puissances souscrites doivent être telles que Pi + 1 ͧ Pi. En chacun de ces points de connexion, la composante annuelle des soutirages est établie selon la formule suivante : Ei désigne l’énergie active soutirée pendant la ie classe temporelle, exprimée en kWh. PSouscrite pondérée désigne la puissance souscrite pondérée, calculée selon la formule suivante : Les classes temporelles du tarif HTB 2 sont définies comme suit : – l’hiver inclut les mois de novembre à mars ; – l’été inclut les mois d’avril à octobre ; – les heures de pointe sont fixées, de décembre à février inclus, entre 9 heures et 11 heures et entre 18 heures et 20 heures ; – les heures pleines sont fixées entre 7 heures et 23 heures, à concurrence des heures de pointe précédemment définies ; – les autres heures de la journée sont définies comme des heures creuses ; – les dimanches, samedis et jours fériés sont entièrement en heures creuses. Pour l’établissement de la composante annuelle de leurs soutirages au domaine de tension HTB 2, les utilisateurs choisissent une des trois options tarifaires suivantes : – moyenne utilisation ; – longue utilisation ; – très longue utilisation. L’utilisateur conserve son option tarifaire pendant une durée minimale de douze mois à compter de la date d’entrée en vigueur de l’option tarifaire, puis à compter de la date de chaque modification ultérieure, sauf dispositions transitoires décrites à la section 13. A l’issue de cette période de douze mois, l’utilisateur peut changer à tout moment d’option tarifaire. Les coefficients a2, di et ki employés pour l’option tarifaire « moyenne utilisation » applicable au domaine de tension HTB 2 sont ceux des tableaux 5.1 et 5.2 ci-dessous : Tableau 5.1 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 a2 (€/kW/an) 8,60 Tableau 5.2 HEURES de pointe (i = 1) HEURES pleines d’hiver (i = 2) HEURES creuses d’hiver (i = 3) HEURES pleines d’été (i = 4) HEURES creuses d’été (i = 5) Coefficient pondérateur de l’énergie (c€/kWh) Coefficient pondérateur de puissance 0,61 0,54 0,40 0,36 0,27 100 % 94 % 68 % 44 % 19 % Les coefficients a2, di et ki employés pour l’option tarifaire « longue utilisation » applicable au domaine de tension HTB 2 sont ceux des tableaux 6.1 et 6.2 ci-dessous : Tableau 6.1 a2 (€/kW/an) 11,26 Tableau 6.2 HEURES de pointe (i = 1) HEURES pleines d’hiver (i = 2) HEURES creuses d’hiver (i = 3) HEURES pleines d’été (i = 4) HEURES creuses d’été (i = 5) Coefficient pondérateur de l’énergie (c€/kWh) Coefficient pondérateur de puissance 0,50 0,44 0,32 0,29 0,20 100 % 95 % 69 % 45 % 19 % Les coefficients a2, di et ki employés pour l’option tarifaire « très longue utilisation » applicable au domaine de tension HTB 2 sont ceux des tableaux 7.1 et 7.2 ci-dessous : Tableau 7.1 a2 (€/kW/an) 14,42 Tableau 7.2 HEURES de pointe (i = 1) HEURES pleines d’hiver (i = 2) HEURES creuses d’hiver (i = 3) HEURES pleines d’été (i = 4) HEURES creuses d’été (i = 5) Coefficient pondérateur de l’énergie (c€/kWh) Coefficient pondérateur de puissance 0,43 0,37 0,27 0,24 0,17 100 % 95 % 69 % 46 % 20 % 6.1.3. Tarif pour le domaine de tension HTB 1 Pour chacun de leurs points de connexion aux domaines de tension HTB 1 les utilisateurs choisissent pour chacune des n classes temporelles qu’il comporte, par multiples de 1 kW, une puissance souscrite Pi, où i désigne la classe temporelle. Quel que soit i, les puissances souscrites doivent être telles que Pi + 1 ͧ Pi. En chacun de ces points de connexion, la composante annuelle des soutirages est établie selon la formule suivante : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 Ei désigne l’énergie active soutirée pendant la ie classe temporelle, exprimée en kWh. PSouscrite pondérée désigne la puissance souscrite pondérée, calculée selon la formule suivante : Les classes temporelles du tarif HTB 1 sont définies comme suit : – l’hiver inclut les mois de novembre à mars ; – l’été inclut les mois d’avril à octobre ; – les heures de pointe sont fixées, de décembre à février inclus, entre 9 heures et 11 heures et entre 18 heures et 20 heures ; – les heures pleines sont fixées entre 7 heures et 23 heures, à concurrence des heures de pointe précédemment définies ; – les autres heures de la journée sont définies comme des heures creuses ; – les dimanches, samedis et jours fériés sont entièrement en heures creuses. Pour l’établissement de la composante annuelle de leurs soutirages au domaine de tension HTB 1, les utilisateurs choisissent une des trois options tarifaires suivantes : – moyenne utilisation ; – longue utilisation ; – très longue utilisation. L’utilisateur conserve son option tarifaire pendant une durée minimale de douze mois à compter de la date d’entrée en vigueur de l’option tarifaire, puis à compter de la date de chaque modification ultérieure, sauf dispositions transitoires décrites à la section 13. A l’issue de cette période de douze mois, l’utilisateur peut changer à tout moment d’option tarifaire. Les coefficients a2, di et ki employés pour l’option tarifaire « moyenne utilisation » applicable au domaine de tension HTB 1 sont ceux des tableaux 8.1 et 8.2 ci-dessous : Tableau 8.1 a2 (€/kW/an) 14,33 Tableau 8.2 HEURES de pointe (i = 1) HEURES pleines d’hiver (i = 2) HEURES creuses d’hiver (i = 3) HEURES pleines d’été (i = 4) HEURES creuses d’été (i = 5) Coefficient pondérateur de l’énergie (c€/kWh) Coefficient pondérateur de puissance 1,25 1,08 0,78 0,66 0,47 100 % 94 % 67 % 41 % 18 % Les coefficients a2, di et ki employés pour l’option tarifaire « longue utilisation » applicable au domaine de tension HTB 1 sont ceux des tableaux 9.1 et 9.2 ci-dessous : Tableau 9.1 a2 (€/kW/an) 15,72 Tableau 9.2 HEURES de pointe (i = 1) HEURES pleines d’hiver (i = 2) HEURES creuses d’hiver (i = 3) HEURES pleines d’été (i = 4) HEURES creuses d’été (i = 5) Coefficient pondérateur de l’énergie (c€/kWh) Coefficient pondérateur de puissance 1,22 1,04 0,74 0,62 0,43 100 % 94 % 67 % 42 % 18 % . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 Les coefficients a2, di et ki employés pour l’option tarifaire « très longue utilisation » applicable au domaine de tension HTB 1 sont ceux des tableaux 10.1 et 10.2 ci-dessous : Tableau 10.1 a2 (€/kW/an) 19,20 Tableau 10.2 HEURES de pointe (i = 1) HEURES pleines d’hiver (i = 2) HEURES creuses d’hiver (i = 3) HEURES pleines d’été (i = 4) HEURES creuses d’été (i = 5) Coefficient pondérateur de l’énergie (c€/kWh) Coefficient pondérateur de puissance 1,16 0,97 0,68 0,57 0,39 100 % 94 % 67 % 43 % 18 % 6.2. Composantes mensuelles des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) Les composantes des dépassements de puissance souscrite sont établies chaque mois selon les modalités ci-après : Les dépassements de puissance par rapport à la puissance souscrite ͬP sont calculés par période d’intégration de dix minutes. Le facteur applicable pour les utilisateurs raccordés au domaine de tension HTB 3 est défini dans le tableau 11 ci-dessous : Tableau 11 DOMAINE DE TENSION Ͱ (c€/kW) HTB 3 19,46 Pour les domaines de tension HTB 2 et HTB 1, les composantes des dépassements de puissance souscrite sont établies chaque mois selon les modalités ci-après : Les dépassements de puissance par rapport à la puissance souscrite ͬP sont calculés par période d’intégration de dix minutes. Le facteur applicable pour les utilisateurs raccordés aux domaines de tension HTB 2 et HTB 1 dépend du tarif choisi par l’utilisateur. Les facteurs applicables pour les utilisateurs raccordés aux domaines de tension HTB 2 et HTB 1 sont définis dans le tableau 12 ci-dessous : Tableau 12 Ͱ (c€/kW) DOMAINE DE TENSION HTB 2 HTB 1 Tarif moyenne utilisation Tarif longue utilisation Tarif très longue utilisation 35,84 47,10 60,42 60,42 65,54 79,87 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 7. Composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours (CACS) Les alimentations complémentaires et de secours établies à la demande des utilisateurs font l’objet d’une facturation selon les modalités ci-dessous. La composante annuelle des alimentations complémentaires et de secours (CACS) est égale à la somme de ces composantes. 7.1. Alimentations complémentaires Les parties dédiées des alimentations complémentaires d’un utilisateur font l’objet d’une facturation des ouvrages électriques qui la composent. Cette facturation est établie en fonction de la longueur de ces parties dédiées selon le barème suivant : Tableau 13 DOMAINE DE TENSION CELLULES (€/cellule/an LIAISONS (€/km/an) HTB 3 HTB 2 94 206,98 56 814,59 8 927,23 Liaisons aériennes : 5 691,39 Liaisons souterraines : 28 455,94 Liaisons aériennes : 3 377,15 Liaisons souterraines : 6 754,30 HTB 1 29 510,66 7.2. Alimentations de secours Les parties dédiées des alimentations de secours d’un utilisateur font l’objet d’une facturation des ouvrages électriques qui la composent. Cette facturation est établie en fonction de la longueur de ces parties dédiées selon le barème du tableau 13 ci-dessus. La puissance souscrite sur les alimentations de secours est inférieure ou égale à la puissance souscrite sur les alimentations principales. Lorsqu’une alimentation de secours est partagée entre plusieurs utilisateurs, la facturation des parties dédiées des alimentations de secours et traversées par des flux ayant pour destination des points de connexion de plusieurs utilisateurs est répartie entre ces utilisateurs au prorata des puissances qu’ils ont souscrites sur cette alimentation de secours. Lorsque l’alimentation de secours est au même domaine de tension que l’alimentation principale et qu’à la demande de l’utilisateur, elle a été raccordée à un transformateur du réseau public différent du transformateur utilisé pour son alimentation principale, la facturation des parties dédiées des alimentations de secours est égale à la somme de la composante résultant de l’application du barème du tableau 13 ci-dessus et de la composante établie selon le barème du tableau 14 ci-dessous, correspondant à la tarification de la réservation de puissance de transformation : Tableau 14 DOMAINE DE TENSION DE L’ALIMENTATION €/kW/AN OU €/kVA/AN HTB 2 HTB 1 1,37 2,62 Lorsque l’alimentation de secours est à un domaine de tension différent de celui de l’alimentation principale, la facturation annuelle des alimentations de secours est égale à la somme de la composante résultant de l’application du barème du tableau 13 ci-dessus et de la composante établie selon le barème du tableau 15 ci-dessous, correspondant à la tarification du réseau électrique public permettant le secours à un domaine de tension inférieur. Lorsque l’alimentation de secours, qui est à un domaine de tension différent de celui de l’alimentation principale, est équipée d’un compteur mesurant les dépassements de puissance active par rapport à la puissance souscrite pour l’alimentation de secours par période d’intégration de dix minutes, la composante mensuelle de dépassement de puissance souscrite pour l’alimentation de secours est établie chaque mois selon les modalités ci-après : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 Tableau 15 DOMAINE DE TENSION de l’alimentation principale DOMAINE DE TENSION de l’alimentation de secours PRIME FIXE (€/kW/an) PART ÉNERGIE (c€/kWh) Ͱ (c€/kW) HTB 3 HTB 2 HTB 1 6,54 4,80 1,40 0,67 1,15 1,15 27,65 20,48 6,14 HTB 2 HTB 1 8. Composante de regroupement (CR) Un utilisateur connecté à un réseau public en plusieurs points de connexion au même réseau public dans le même domaine de tension HTB et équipé de compteurs à courbe de mesure pour chacun de ces points peut, s’il le souhaite, bénéficier du regroupement conventionnel de tout ou partie de ces points pour l’application de la tarification décrite aux sections 5 et 6, moyennant le paiement d’une composante de regroupement. Dans ce cas, la composante annuelle des injections (CI), la composante annuelle des soutirages (CS), les composantes mensuelles de dépassements de puissance souscrite (CMDPS), la composante annuelle de dépassements ponctuels programmés (CDPP) et la composante annuelle de l’énergie réactive (CER) sont établies sur la base de la somme des flux physiques mesurés aux points de connexion concernés. La possibilité de regrouper conventionnellement les points de connexion à un même réseau public est limitée au périmètre d’une même concession ou d’une même régie de distribution pour les gestionnaires de réseaux publics de distribution et à celui d’un même site pour les autres utilisateurs. Le regroupement des flux d’énergie réactive des points de connexion n’est possible que dans les cas où ces points de connexion satisfont aux conditions mentionnées dans la documentation technique de référence du gestionnaire du réseau public d’électricité. La composante de regroupement (CR) est établie en fonction de la longueur du réseau électrique public existant permettant physiquement ce regroupement, indépendamment des conditions d’exploitation et de la capacité de transit disponible sur les réseaux permettant le regroupement. Le montant de cette composante est calculé selon la formule suivante, en fonction de PSouscrite regroupée, la puissance souscrite pour l’ensemble des points conventionnellement regroupés et de l, la plus petite longueur totale des ouvrages électriques du réseau public concerné permettant physiquement le regroupement. CR = I.k.PSouscrite regroupée Le coefficient k est défini par le tableau 16 suivant : Tableau 16 DOMAINE DE TENSION k (c€/kW/km/an) HTB 3 HTB 2 5,12 Liaisons aériennes : 13,31 Liaisons souterraines : 51,20 Liaisons aériennes : 67,58 Liaisons souterraines : 118,78 HTB 1 9. Dispositions spécifiques relatives aux composantes annuelles des soutirages (CS) des gestionnaires de réseaux publics de distribution 9.1. Composante annuelle d’utilisation des ouvrages de transformation (CT) Un gestionnaire de réseau public de distribution qui exploite en aval de son point de connexion une ou plusieurs liaisons, aériennes ou souterraines, au même domaine de tension que la tension aval du transformateur auquel il est relié directement, sans l’intermédiaire d’une liaison en amont de son point de connexion, peut demander à bénéficier de la composante annuelle des soutirages (CS) applicable au domaine de tension directement supérieur à celui applicable au point de connexion. Il doit dans ce cas acquitter une composante annuelle d’utilisation des ouvrages de transformation, reflétant le coût des transformateurs et des cellules. Cette composante est calculée selon la formule suivante, en fonction de sa puissance souscrite Psouscrite. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 CT = k.PSouscrite Le coefficient k employé est celui défini dans le tableau 17 ci-dessous : Tableau 17 DOMAINE DE TENSION du point de connexion DOMAINE DE TENSION de la tarification appliquée k (€/kW/an) HTB 2 HTB 1 ou HTA 2 HTA 1 HTB 3 HTB 2 HTB 1 1,60 3,44 6,09 Cette faculté peut être combinée avec celle de procéder au regroupement tarifaire, selon les modalités de la section 8. Dans ce cas, il est procédé d’abord à l’application de la tarification au domaine de tension supérieur à chaque point de connexion, puis au regroupement tarifaire susmentionné. 9.2. Compensation pour exploitation de liaisons à la même tension que le réseau public amont Un gestionnaire de réseau public de distribution qui exploite en aval de son point de connexion des liaisons au même domaine de tension que les liaisons situées en amont de ce point de connexion bénéficie de cette compensation lorsque la tarification qui est appliquée au point de connexion considéré est celle du domaine de tension de ce point. Dans ce cas, la composante annuelle des soutirages (CS) de ce point de connexion est calculée selon la formule suivante, avec : I11, la longueur totale de la (des) liaison(s) exploitée(s) au domaine de tension N par le gestionnaire de réseau public de distribution ; I2, la longueur totale de la (des) liaison(s) exploitée(s) au domaine de tension N par le gestionnaire du réseau public auquel il est connecté qui est (sont) strictement nécessaire(s) pour relier son point de connexion au(x) transformateur(s) de ce gestionnaire nécessaire(s) pour garantir la puissance souscrite en schéma normal d’exploitation défini dans la documentation technique de référence du gestionnaire du réseau public amont ; CTN/N + 1 est la composante annuelle d’utilisation des ouvrages de transformation entre les domaines de tension N + 1 et N définie à la section 9.1. CS = I1 I2 CSN + (CSN + 1 + CTN/N +1) I1 + I2 I1 + I2 9.3. Ecrêtement grand froid Les gestionnaires de réseaux publics de distribution peuvent bénéficier de la part du gestionnaire de réseau public amont auquel ils sont connectés d’un écrêtement de leurs dépassements de puissance en cas de froid très rigoureux. Cette disposition est mise en œuvre selon des modalités transparentes et non discriminatoires. 10. Composante annuelle de dépassements ponctuels programmés (CDPP) Pour des dépassements ponctuels programmés pour travaux pendant la période du 1er mai au 31 octobre et notifiés préalablement au gestionnaire de réseau public, un utilisateur dont un point de connexion, non exclusivement alimenté ou desservi par une (des) alimentation(s) de secours, est équipé d’un compteur à courbe de mesure et connecté en HTB, peut demander l’application d’un barème spécifique pour le calcul de sa composante de dépassements de puissance souscrite relative à ce point de connexion. Dans ce cas, pendant la période durant laquelle ce barème est appliqué, les dépassements de puissance par rapport à la puissance souscrite font l’objet de la facturation suivante, qui se substitue à la facturation des dépassements de puissance souscrite définie à la section 6.2. Les dépassements de puissance par rapport à la puissance souscrite ͬP sont calculés par période d’intégration de dix minutes. Pour le domaine de tension HTB 3, la formule est la suivante : Pour les domaines de tension HTB 2 et HTB 1, la formule est la suivante avec ki le coefficient de puissance souscrite de la classe temporelle et de l’option tarifaire correspondante : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 Le facteur Ͱ applicable est défini dans le tableau 18 ci-dessous : Tableau 18 DOMAINE DE TENSION Ͱ (c€/kW) HTB 3 HTB 2 HTB 1 0,079 0,156 0,247 Les utilisateurs produisent à l’appui de leur demande d’application du barème spécifique pour le calcul de la composante de dépassements de puissance souscrite, tout élément permettant de justifier de la réalité des travaux à réaliser sur leurs installations électriques. Lorsque cette demande émane d’un gestionnaire de réseau public de distribution et que celle-ci est la conséquence d’une demande d’un utilisateur raccordé à son réseau, le gestionnaire de réseau public de distribution transmet les éléments précités au gestionnaire du réseau public amont et fournit la demande de puissance maximale de l’utilisateur qui sera à retrancher des dépassements du gestionnaire de réseau public de distribution et à facturer selon les modalités applicables aux dépassements ponctuels programmés. L’application de cette disposition est limitée pour chaque point de connexion à au plus une fois par année calendaire, pour une utilisation d’au plus quatorze jours non fractionnables. Pour le décompte du nombre d’applications de cette disposition par point de connexion, les applications réalisées à la demande des gestionnaires de réseaux publics de distribution ne sont pas prises en compte quand elles sont la conséquence d’une demande d’un utilisateur connecté à leur réseau. Les jours non utilisés ne peuvent pas être reportés. Le gestionnaire de réseau public ou, le cas échéant le gestionnaire du réseau public amont, peut refuser à un utilisateur ou suspendre l’application de cette disposition, en raison des contraintes d’exploitation qu’il prévoit sur le réseau public qu’il exploite. Ce refus ou cette suspension sont motivés et notifiés parallèlement à la Commission de régulation de l’énergie. 11. Composante annuelle de l’énergie réactive (CER) En l’absence de dispositifs de comptage permettant d’enregistrer les flux physiques d’énergie réactive, les gestionnaires de réseaux publics peuvent prévoir dans leur documentation technique de référence des modalités transparentes et non discriminatoires d’estimation de ces flux. Les dispositions des sections 11.1 et 11.2 ne s’appliquent pas aux points de connexion situés à l’interface entre deux réseaux publics d’électricité. 11.1. Flux de soutirage Lorsque les flux physiques d’énergie active en un point de connexion sont des flux de soutirage, les gestionnaires de réseaux publics fournissent gratuitement l’énergie réactive : – à concurrence du rapport tg ␸max défini dans le tableau 19 ci-dessous, du 1er novembre au 31 mars, de 6 heures à 22 heures du lundi au samedi ; – par exception, pour les points de connexion où l’utilisateur a opté pour un tarif avec différenciation temporelle, jusqu’à concurrence du rapport tg ␸max défini dans le tableau 19 ci-dessous, pendant les heures de pointe et les heures pleines d’hiver ; – sans limitation en dehors de ces périodes. Pendant les périodes soumises à limitation, l’énergie réactive absorbée dans les domaines de tension HTB au-delà du rapport tg ␸max est facturée selon le tableau 19 ci-dessous : Tableau 19 DOMAINE DE TENSION RAPPORT tg ␸max c€/kvar.h HTB 3 HTB 2 HTB 1 0,4 0,4 0,4 1,33 1,42 1,59 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 11.2. Flux d’injection Lorsque les flux physiques d’énergie active en un point de connexion sont des flux d’injection, que l’installation est régulée en tension et que l’utilisateur ne bénéficie pas d’un contrat tel que prévu à l’article L. 321-11 du code de l’énergie, celui-ci s’engage à maintenir la tension au point de connexion de son installation dans une plage déterminée par le gestionnaire du réseau public et fixée selon les règles publiées dans la documentation technique de référence du gestionnaire du réseau public auquel il est connecté. Lors d’une excursion de la tension en dehors de sa plage contractualisée, l’utilisateur est facturé selon le tableau 20 ci-dessous de l’écart entre l’énergie réactive que son installation a effectivement fournie ou absorbée et celle qu’il aurait dû fournir ou absorber pour maintenir la tension dans la plage contractuelle de sa convention d’exploitation, dans la limite de ses capacités constructives définies par les diagrammes [U, Q] de sa convention de raccordement. Ces éléments sont établis selon les règles publiées dans la documentation technique de référence du gestionnaire de réseau public de distribution. Tableau 20 DOMAINE DE TENSION c€/kvar.h HTB 3 HTB 2 HTB 1 1,33 1,42 1,59 11.3. Dispositions spécifiques relatives à la composante annuelle de l’énergie réactive entre deux gestionnaires de réseaux publics d’électricité A chaque point de connexion qu’ils partagent, les gestionnaires de réseaux publics s’engagent contractuellement sur la quantité d’énergie réactive qu’ils échangent, fixée en fonction de l’énergie active transitée, selon les règles publiées dans la documentation technique de référence du gestionnaire du réseau public ou, en son absence parmi les contractants, du gestionnaire injecteur. L’énergie réactive fournie au-delà du rapport tg ␸max ou absorbée en deçà du rapport tg min est facturée par point de connexion selon le tableau 21 ci-dessous. Tableau 21 DOMAINE DE TENSION c€/kvar.h HTB 3 HTB 2 HTB 1 1,33 1,42 1,59 Les valeurs tg ␸max et tg ␸min des seuils du rapport tg ␸ par point de connexion sont convenues contractuellement par plage horaire entre gestionnaires de réseaux publics. A défaut d’accord, le terme contractualisé tg ␸max est égal à la « valeur historique », définie comme étant la valeur maximale des tg ␸ mensuelles constatée au point de connexion au cours des hivers 2006 à 2009, sans pouvoir excéder 0,4. Lorsque, à la date d’entrée en vigueur des présentes règles tarifaires, la valeur de ce terme contractualisé tg ␸max est supérieure à la « valeur historique », le terme contractualisé tg ␸max est progressivement abaissé jusqu’à celle-ci par des baisses annuelles de 0,05. Ces baisses annuelles cessent de s’appliquer dès lors que le terme contractualisé tg ␸max est inférieur ou égal à 0,2. Dans un délai d’un an après l’entrée en vigueur des présentes règles tarifaires, les gestionnaires de réseaux concernés adaptent leur documentation technique de référence pour préciser les principes fixant les modalités d’évolution de cette valeur contractualisée, en prenant en compte, d’une part, des possibilités dont peut raisonnablement disposer le gestionnaire de réseau public de distribution pour maitriser le réactif soutiré par son réseau et, d’autre part, des contraintes de tension identifiées, à un horizon de cinq à dix ans, par le gestionnaires du réseau public injecteur. Par dérogation, deux gestionnaires de réseaux publics peuvent contractualiser sur la base de seuils de puissance réactive fixes exprimés en MVAR par point de connexion. La documentation technique de référence applicable précise les modalités de détermination de ces seuils et de contrôle du respect de ces seuils à un pas . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 de temps suffisamment représentatif. Ces modalités tiennent compte de la nature des contraintes de tension, identifiées à un horizon de cinq à dix ans, ainsi que des possibilités dont peut raisonnablement disposer le gestionnaire de réseau public de distribution pour maîtriser l’énergie réactive fournie ou soutirée par son réseau. 12. Indexation de la grille tarifaire Soit M le mois anniversaire de la date d’entrée en vigueur des présents tarifs. Chaque année N à compter de l’année 2014, le niveau des composantes définies par les tableaux 1 à 2.2 et 4 à 21 ci-dessus est ajusté mécaniquement le 1er jour du mois M, à l’exception des coefficients pondérateurs de puissance des composantes de soutirage ainsi que du coefficient c du tableau 4. La grille tarifaire en vigueur à compter du 1er jour du mois M de l’année N est obtenue en ajustant la grille tarifaire en vigueur le mois précédent de l’évolution de l’indice des prix à la consommation hors tabac et d’un facteur d’apurement du compte de régulation des charges et des produits (CRCP). 12.1. Règle d’évolution Pour le domaine de tension HTB, la grille tarifaire est ajustée mécaniquement du pourcentage suivant : ZN = IPCN + KN ZN : pourcentage d’évolution, arrondi au dixième de pourcent le plus proche, de la grille tarifaire en vigueur à compter du 1er jour du mois M de l’année N par rapport à celle en vigueur le mois précédent. IPCN : pourcentage d’évolution entre la valeur moyenne de l’indice mensuel des prix à la consommation hors tabac sur l’année calendaire N – 1 et la valeur moyenne du même indice sur l’année calendaire N – 2, tel que publié par l’INSEE (identifiant : 000641194). KN : facteur d’apurement du CRCP pour l’année N calculé sur la base du solde du CRCP au 31 décembre de l’année N – 1 et des apurements déjà réalisés. La valeur absolue du coefficient KN est plafonnée à 2 %. 12.2. Règles d’arrondi Lors de l’ajustement des grilles tarifaires, les règles d’arrondi sont les suivantes : – les coefficients des parties fixes des composantes annuelles des soutirages ainsi que des composantes annuelles de gestion et de comptage sont arrondis au centime d’euro le plus proche ; – les autres coefficients soumis à l’ajustement sont arrondis au centième le plus proche de l’unité dans laquelle ils sont exprimés. 13. Dispositions transitoires applicables aux tarifs pour les domaines de tension HTB 1 et HTB 2 De la date d’entrée en vigueur des présents tarifs jusqu’à la modification des contrats d’accès au réseau public d’électricité, les modalités de modification de la puissance souscrite prévues dans ces contrats s’appliquent pour la puissance souscrite de chaque classe temporelle indépendamment les unes des autres. Pendant une période d’apprentissage, qui s’étend de la date d’entrée en vigueur des présents tarifs jusqu’au 31 mars 2014, les règles relatives à la souscription de la puissance de soutirage et au choix de l’option tarifaire sont celles décrites aux sections 13.1 et 13.2 ci-dessous. 13.1. Fixation de l’option tarifaire et des puissances souscrites Au début de la période d’apprentissage, l’utilisateur choisit une option tarifaire. Au cours de la période d’apprentissage, chaque mois, l’utilisateur fixe la puissance souscrite de chaque classe temporelle. En l’absence de fixation des puissances souscrites par l’utilisateur, la puissance souscrite d’une classe temporelle est fixée par défaut comme étant la plus élevée des deux valeurs suivantes : – la valeur de la puissance souscrite de cette classe temporelle le mois précédent ; – la moyenne des 3 puissances 10 minutes maximales atteintes sur trois jours différents du mois au cours de cette classe temporelle. Dans tous les cas, les puissances souscrites doivent respecter la contrainte d’ordre des puissances souscrites mentionnée aux sections 6.1.2 et 6.1.3. A la fin de l’année civile d’entrée en vigueur des présents tarifs, l’utilisateur choisit un jeu de puissances souscrites et une option tarifaire qui seront réputées valables depuis le premier jour de la période d’apprentissage. Les différentes composantes tarifaires pour la période allant du premier jour de la période d’apprentissage jusqu’au dernier jour de l’année civile sont recalculées en utilisant ce jeu de puissances souscrites et cette option tarifaire. A la fin de la période d’apprentissage, l’utilisateur choisit un nouveau jeu de puissances souscrites et une option tarifaire qui seront réputées valables depuis le premier jour de la période d’apprentissage. Les différentes composantes tarifaires pour l’ensemble de la période d’apprentissage sont recalculées en utilisant ce nouveau jeu de puissances souscrites et cette option tarifaire. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 37 sur 65 13.2. Application de la clause d’écrêtement grand froid Si une période de froid très rigoureux a lieu au cours de la période allant du premier jour de la période d’apprentissage jusqu’au dernier jour de l’année civile d’entrée en vigueur des présents tarifs, l’écrêtement des dépassements de puissance correspondant n’est calculé qu’à la fin de l’année civile. Si une période de froid très rigoureux a lieu au cours de la période allant du premier jour de l’année civile suivant l’entrée en vigueur des présents tarifs jusqu’au dernier jour de la période d’apprentissage, l’écrêtement des dépassements de puissance correspondant n’est calculé qu’à la fin de la période d’apprentissage. En application de l’article L. 341-3 du code de l’énergie, la présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française. Fait à Paris, le 3 avril 2013. Pour la Commission de régulation de l’énergie : Le président, P. DE LADOUCETTE (1) Entreprise verticalement intégrée EDF à laquelle appartient RTE, telle que définie par la CRE dans sa délibération du 26 janvier 2012 portant décision de certification de la société RTE. (2) Les synthèses des consultations du 6 mars 2012 et du 7 juin 2012 ont été publiées respectivement en juin et septembre 2012. La synthèse de la consultation publique de novembre 2012 a été publiée en avril. (3) Le tarif HTB représente environ 12 % de la facture d’électricité hors taxes des consommateurs résidentiels. (4) Le mouvement tarifaire du 1er août 2012 prévoyait d’apurer un solde du CRCP de 97,1 M€ en faveur de RTE, comme précisé dans la délibération du 24 mai 2012. (5) Suppression du compte régulé du financement des interconnexions (CRFI) et apurement du solde résultant de TURPE 3 sur la période (cf. sections C.2.3 et C.3.1). (6) Dans le cas présent, le plan d’affaires de RTE était relatif aux années 2013 à 2016. (7) Parmi ces outils peuvent être cités notamment la commission « perspectives du réseau » mise en place au sein du comité des clients utilisateurs du réseau de transport d’électricité (CURTE) en 2011, les appels d’offres pour développer la production en Bretagne et pour développer la production à partir de centrales éoliennes en mer, ou encore les consultations mises en œuvre au niveau régional pour définir les schémas régionaux climat air énergie. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 Commission de régulation de l’énergie Délibération du 25 avril 2013 portant décision sur la tarification des prestations annexes réalisées par les gestionnaires de réseaux de distribution de gaz naturel NOR : CRER1315702V Participaient à la séance : Olivier CHALLAN BELVAL, Hélène GASSIN, Jean-Pierre SOTURA, Michel THIOLLIERE, commissaires. Les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) de gaz naturel sont en charge de l’acheminement du gaz sur les réseaux de distribution de gaz jusqu’aux clients finals, pour le compte des utilisateurs de leurs réseaux. Ils facturent l’acheminement à ces utilisateurs, en application des tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution (dits tarifs « ATRD [1] ») définis par la Commission de régulation de l’énergie (CRE). Ces GRD réalisent également des prestations annexes en complément de celle d’acheminement. Ces prestations, réalisées à la demande principalement des fournisseurs et des clients finals, sont rassemblées, pour chaque GRD, dans un catalogue de prestations qui doit être public. Le coût de ces prestations est : – soit entièrement couvert par le tarif d’acheminement (prestations de base, telle que le changement de fournisseur, qui ne font pas l’objet d’une facturation spécifique) ; – soit couvert en tout ou partie par le prix de la prestation facturé par le GRD. La part du coût non couverte par le prix de la prestation est couverte par le tarif d’acheminement. Jusqu’à l’entrée en vigueur du code de l’énergie en juin 2011, les prix et contenus des prestations annexes étaient fixés par les GRD. Les articles L. 452-2 et L. 452-3 du code de l’énergie, confèrent à la CRE la compétence en matière de tarification des prestations annexes réalisées exclusivement par les GRD de gaz naturel. Ainsi, l’article L. 452-2 du code de l’énergie dispose que « la Commission de régulation de l’énergie fixe [...] les méthodologies utilisées pour établir les tarifs des prestations annexes réalisées exclusivement par les gestionnaires de [réseaux de distribution de gaz naturel] ». En complément, l’article L. 452-3 dudit code prévoit que « la Commission de régulation de l’énergie délibère sur les évolutions tarifaires ainsi que sur celles des prestations annexes réalisées exclusivement par les gestionnaires de ces réseaux [...] avec, le cas échéant, les modifications de niveau et de structure des tarifs qu’elle estime justifiées au vu notamment de l’analyse de la comptabilité des opérateurs et de l’évolution prévisible des charges de fonctionnement et d’investissement [...] ». La délibération de la CRE du 28 juin 2012 portant décision sur la tarification des prestations annexes réalisées par les GRD de gaz naturel a défini les principes d’élaboration et de tarification de ces prestations réalisées exclusivement par les GRD, ainsi que les évolutions en niveau et en structure de ces catalogues. Elle a défini le périmètre des prestations essentielles au bon fonctionnement du marché et, pour chacune de ces prestations, a établi la définition, le délai de réalisation et le prix le cas échéant pour les prestations payantes communs à tous les GRD. Cette délibération a, en outre, précisé que, d’une part, le périmètre du tronc commun des prestations à proposer par tous les GRD de gaz naturel serait défini ultérieurement et, d’autre part, une définition et un prix le cas échéant, communs à tous les GRD seraient définis pour chacune de ces prestations du tronc commun. En application des articles du code de l’énergie précités et de la délibération du 28 juin 2012, la présente délibération de la CRE a pour objet de définir les principes d’élaboration et de tarification des prestations annexes du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché, réalisées exclusivement par les GRD de gaz naturel. Elle a, également, pour objet de fixer les évolutions en niveau et en structure de ces catalogues destinées à s’appliquer à compter, soit du 1er juillet 2013, soit en même temps que la prochaine évolution annuelle des catalogues de prestations des GRD d’électricité. Pour établir ces principes, la CRE a organisé une consultation publique du 13 décembre 2012 au 14 janvier 2013 et a constitué un groupe de travail avec les GRD de gaz naturel. Les quinze contributions à la consultation publique seront publiées simultanément à la prochaine délibération de la CRE portant décision sur la tarification des prestations annexes réalisées par les GRD de gaz naturel. Les évolutions des catalogues de prestations introduites par cette délibération ont pour objectifs de : – simplifier l’accès des fournisseurs et des clients finals aux prestations des GRD en élargissant l’homogénéisation des catalogues de prestations entre opérateurs aux prestations du tronc commun, en termes de définition des prestations proposées et de niveaux de prix le cas échéant, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché ; – faire évoluer les prix des prestations par l’application mécanique de formules d’indexation ; – prendre en compte les demandes spécifiques des GRD concernant l’évolution de leur catalogue. Le Conseil supérieur de l’énergie, consulté par la CRE sur le projet de délibération, a rendu son avis le 16 avril 2013. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 (1) Accès des tiers aux réseaux de distribution. A. – Méthodologie 1. Homogénéisation des prestations du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché La délibération de la CRE du 28 juin 2012 portant décision sur la tarification des prestations annexes réalisées par les GRD de gaz naturel a introduit une homogénéisation des catalogues de prestations en gaz, à compter du 1er septembre 2012, en : – définissant une structure unique pour l’ensemble des catalogues de prestations ; – homogénéisant les prestations essentielles au bon fonctionnement du marché ; – homogénéisant les modalités d’évolution des prix des prestations (formules d’indexation des prix et dates d’évolution). Cette homogénéisation des catalogues de prestations entre opérateurs est de nature à simplifier l’accès des fournisseurs et des clients finals aux prestations des GRD, en limitant les disparités existantes entre les catalogues, sources de confusion et de complexité pour les fournisseurs et les clients finals. En vertu des dispositions de l’article L. 452-2 du code de l’énergie, la CRE fixe les méthodes de tarification des prestations annexes réalisées exclusivement par les GRD. Pour l’exercice de cette compétence, la CRE doit, au regard des dispositions de l’article L. 452-3 du code de l’énergie, prendre en compte les orientations de politique énergétique indiquées par les ministres chargés de l’économie et de l’énergie, visant notamment, selon les dispositions de l’article L. 100-1 du code de l’énergie, à garantir la cohésion sociale et territoriale en assurant l’accès de tous à l’énergie. Au regard des textes précités, la présente délibération élargit l’homogénéisation des prestations à celles du tronc commun à proposer par tous les GRD en : – définissant le périmètre des prestations du tronc commun à proposer par tous les GRD ; – homogénéisant les noms et les descriptions sommaires de ces prestations du tronc commun ; – généralisant, pour les entreprises locales de distribution (ELD), les prix des prestations du tronc commun de GrDF ou ceux des catalogues de prestations en électricité. Cette homogénéisation des prestations du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché, est prévue pour entrer en vigueur : – au 1er juillet 2013 pour les GRD de gaz naturel mono-énergie et les GRD biénergies dont les prix des prestations essentielles ont été alignés sur ceux de GrDF dans la délibération du 28 juin 2012 (2) ; – simultanément à la prochaine évolution annuelle des catalogues de prestations en électricité pour les GRD biénergies dont les prix des prestations essentielles ont été alignés sur ceux de ces catalogues dans la délibération du 28 juin 2012 (3). Un groupe de travail composé de GrDF, du SPEGNN (Syndicat professionnel des entreprises gazières non nationalisées) et de la CRE a été constitué afin de préciser le périmètre des prestations du tronc commun qui ont déjà fait l’objet d’une homogénéisation, et de définir le nom et la description sommaire de chacune de ces prestations hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché. (2) Régaz-Bordeaux, Réseau GDS, Caléo, Veolia Eau, Gaz de Barr, Energies Services Lannemezan, Gazélec de Péronne, Energies Services Lavaur, Ene’o (Energies Services Occitans) – Régie de Carmaux, Régie municipale Multiservices de La Réole, Gascogne Energies Services. (3) Gaz Electricité de Grenoble, Vialis, Gédia, Energis – Régie de Saint-Avold, Sorégies, Régies municipales d’Electricité, de Gaz, d’Eau et d’Assainissement de Bazas, Energies et Services de Seyssel, ESDB – Régie de VillardBonnot, Régie municipale Gaz et Electricité de Bonneville, Régie municipale Gaz et Electricité de Sallanches, Régie du Syndicat Electrique intercommunal du Pays Chartrain. 1.1. Définition du périmètre des prestations du tronc commun En cohérence avec les travaux menés avec les GRD dans le cadre du groupe de travail mentionné précédemment, la présente délibération définit le périmètre des prestations du tronc commun. Ce tronc commun se compose : – des prestations essentielles au bon fonctionnement du marché, définies dans la délibération du 28 juin 2012. Ces prestations sont les suivantes : – parmi les prestations facturées à l’acte : les mises en service, les interventions pour impayés et les relevés spéciaux (hors changement de fournisseur) ; – parmi les prestations de base dont le coût est couvert par le tarif ATRD, donc ne donnant pas lieu à facturation : les changements de fournisseur et les mises hors service à la suite d’une résiliation du contrat de fourniture ; – des autres prestations suivantes : – l’intégralité des autres prestations de base, dont le coût est couvert en totalité par le tarif ATRD, précisées par la décision de la CRE du 28 février 2012 portant décision sur le tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de GrDF ; . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 – certaines prestations payantes, facturées à l’acte ou de manière récurrente, à destination des clients finals raccordés ou souhaitant se raccorder au réseau du GRD et des fournisseurs de gaz naturel ayant conclu un contrat d’acheminement avec le GRD : – une prestation payante à destination des GRD raccordés ou souhaitant se raccorder au réseau du GRD : le service de pression non standard. Les prestations non incluses dans ce tronc commun sont considérées comme des prestations spécifiques à chaque GRD et ne font l’objet d’aucune homogénéisation entre opérateurs. Les échanges avec les GRD dans le cadre du groupe de travail sur une généralisation possible de l’ensemble des prestations du tronc commun à tous les GRD de gaz naturel ont mis en évidence la nécessité de prendre en compte les spécificités locales des GRD, certains opérateurs n’étant matériellement pas en capacité à proposer certaines prestations réalisées par d’autres opérateurs. En conséquence, la présente délibération définit deux types de prestations du tronc commun : – les prestations dites « obligatoires », qui doivent être proposées par tous les GRD de gaz naturel dans leur catalogue de prestations en respectant les règles d’homogénéisation définies dans la présente délibération. Elles sont constituées des prestations de base et de prestations payantes ; – les prestations dites « optionnelles », qui, lorsqu’elles sont proposées par un GRD, doivent respecter les règles d’homogénéisation définies dans la présente délibération. Elles sont constituées de prestations payantes uniquement. 1.2. Homogénéisation des noms et des descriptions sommaires des prestations du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché La présente délibération établit pour chaque prestation du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché qui ont déjà fait l’objet d’une homogénéisation : – le nom de la prestation, commun à tous les GRD de gaz naturel ; – la description sommaire de la prestation, commune à tous les GRD de gaz naturel. Afin de prendre en compte les spécificités propres à certains opérateurs, certaines descriptions sommaires comportent des paramètres à adapter en fonction des pratiques des GRD. En outre, il appartiendra à chaque GRD de préciser les modalités pratiques de réalisation de ces prestations, en établissant de façon adaptée à leurs problématiques opérationnelles respectives la description détaillée et le délai de réalisation de chacune de ces prestations du tronc commun. Les noms et les descriptions sommaires de chacune des prestations du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché, sont listés en annexe de la présente délibération. 1.3. Homogénéisation des prix des prestations du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché Les catalogues de prestations des GRD actuellement en vigueur présentent des écarts de prix parfois significatifs entre les opérateurs pour une même prestation du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché dont les prix ont déjà fait l’objet d’une homogénéisation conformément à la délibération du 28 juin 2012. La CRE considère qu’il est nécessaire d’homogénéiser les prix de ces prestations du tronc commun. Dans la mesure où le principe de mutualisation de tout ou partie des coûts des prestations annexes dans les tarifs ATRD des GRD de gaz naturel, défini dans la délibération du 28 juin 2012, est conservé, la présente délibération élargit pour les ELD de gaz naturel les principes d’homogénéisation des prix des prestations essentielles aux prix des autres prestations payantes du tronc commun : – à compter du 1er juillet 2013 pour les GRD de gaz naturel mono-énergie et les GRD biénergies dont les prix des prestations essentielles ont été alignés sur ceux de GrDF dans la délibération du 28 juin 2012 : définition des prix des prestations en généralisant ceux des mêmes prestations du catalogue de GrDF ; – en même temps que la prochaine évolution annuelle des catalogues de prestations en électricité pour les GRD biénergies dont les prix des prestations essentielles ont été alignés sur ceux de ces catalogues dans la délibération du 28 juin 2012 : définition des prix des prestations en généralisant ceux des mêmes prestations des catalogues en électricité. Lorsqu’il n’existe pas de prestations équivalentes en électricité, le prix de la prestation est aligné sur celui de la prestation de GrDF et évolue du même pourcentage d’évolution que celui de GrDF, simultanément à l’évolution des catalogues des GRD d’électricité. Si un GRD propose de réaliser gratuitement une prestation relevant du tronc commun, la gratuité sera conservée. Ces dispositions ne s’appliquent pas aux prestations de « Réalisation de raccordement », « Modification, suppression ou déplacement de branchement », « Location de compteur/blocs de détente », « Location du poste de livraison ou du dispositif local de mesurage », « Mise à disposition d’un équipement de comptage provisoire », « Service de maintenance », « Fréquence de relevé supérieure à la fréquence standard » et « Contrôle en laboratoire d’un équipement de comptage ». L’homogénéisation des prix de ces prestations nécessite une analyse complémentaire de la CRE, en vue de sa mise en œuvre en 2014. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 1.4. Traitement des catalogues de prestations pour les nouvelles concessions de gaz naturel Les articles L. 452-1 à L. 452-3 du code de l’énergie, définissant les compétences de la CRE en matière de fixation des tarifs des prestations annexes réalisées exclusivement par les GRD de gaz naturel, ne distinguent pas le traitement des catalogues de prestations pour les nouvelles concessions de gaz attribuées suite à appels d’offres de celui des catalogues des concessions situées dans les zones de desserte historiques des GRD. Afin de simplifier l’accès des fournisseurs et des clients finals aux réseaux de distribution et l’analyse des offres des opérateurs répondants aux appels d’offres pour les autorités concédantes, la délibération du 28 juin 2012 a harmonisé la structure des catalogues de prestations, ainsi que le contenu et les délais de réalisation des prestations essentielles au bon fonctionnement du marché pour les nouvelles concessions. En revanche, les prix et les formules d’évolution restent déterminés dans le cadre des négociations avec les autorités concédantes. La présente délibération étend ces règles d’homogénéisation aux prestations du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché. Toutefois, la liste des prestations de base, dont le coût est intégralement couvert par les tarifs ATRD non péréqués des nouvelles concessions issus des appels d’offre, reste déterminée dans le cadre des négociations avec les autorités concédantes. 2. Vérification de la cohérence des coûts des prestations de GrDF avec les prix des prestations L’article L. 452-1 du code de l’énergie prévoit que « les tarifs d’utilisation des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel [...], ainsi que les tarifs des prestations annexes réalisées par les gestionnaires de réseaux [...], sont établis de manière transparente et non discriminatoire afin de couvrir l’ensemble des coûts supportés par ces gestionnaires, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau ou d’installations efficace ». La CRE a analysé les coûts présentés par GrDF pour réaliser les prestations payantes du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché, afin de s’assurer que ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace et de leur cohérence avec les prix affichés dans le catalogue de prestations de l’opérateur. La quasi-totalité de ces prestations sont facturées à des prix inférieurs aux coûts de l’opérateur, une partie de ces coûts étant couverte par le tarif ATRD de GrDF. Les ajustements de prix de prestations décidés par la CRE concernent les quatre prestations suivantes : – les « Journées d’information du personnel des Fournisseurs » : le prix de cette prestation, actuellement de 1 333,13 € (HT), est revu à la baisse à hauteur de 1 148,74 € (HT), du fait d’une réévaluation à la baisse du temps estimé de mise à jour du contenu des présentations pour chaque session (permettant de prendre en compte notamment les évolutions du système d’information OMEGA de GrDF. GrDF estime ce temps dit « d’ingénierie » à 5,5 jours par session, à raison de 2 à 3 sessions par an. La CRE considère que ces coûts d’ingénierie sont surévalués dans la mesure où il y a environ une montée de version d’OMEGA par an et ajuste l’hypothèse de temps d’ingénierie à la baisse à hauteur de 3 jours par session ; – le « Changement de compteur de débit inférieur ou égal à 16 m3/h » à destination des clients à relève semestrielle : le prix de cette prestation, actuellement de 63,93 € (HT), est revu à la baisse à hauteur de 59,34 € (HT), correspondant aux coûts présentés par l’opérateur ; – la « Vérification de données de comptage sans déplacement » et le « Duplicata », à destination des clients à relève semestrielle : le prix de ces deux prestations, actuellement de 13,27 € (HT), est revu à la baisse à hauteur de 12,36 € (HT) du fait d’une réévaluation à la baisse du temps estimé d’intervention de l’agent en charge de la prestation. Afin de conserver l’uniformité de prix de ces prestations pour tous types les clients, ces ajustements de prix sont étendus aux clients à relève non semestrielle. Enfin, certaines prestations nécessitent une analyse complémentaire approfondie du fait de la complexité de la structure des prix et, pour certaines prestations, de la difficulté de l’opérateur à identifier précisément leurs coûts. Il s’agit des prestations de « Fréquence de relevé supérieure à la fréquence standard », « Contrôle en laboratoire d’un équipement de comptage » « Réalisation de raccordement », « Modification, suppression ou déplacement de branchement », « Mise à disposition d’un équipement de comptage provisoire », « Service de maintenance », « Location de compteur/blocs de détente » et « Location du poste de livraison ou du dispositif local de mesurage ». En conséquence, l’homogénéisation des prix de ces prestations sera mise en œuvre en 2014. 3. Evolutions des catalogues de prestations demandées par les GRD 3.1. Demandes de GrDF a) Création de la prestation « Souscription de plusieurs contrats acheminement distribution par un fournisseur » : Le contrat d’acheminement distribution (CAD) a pour objet de déterminer contractuellement les conditions d’acheminement du gaz sur le réseau de distribution par le GRD, pour le compte du fournisseur, depuis le point d’interface transport-distribution (PITD) jusqu’à ses points de livraison. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 L’allocation des quantités de gaz aux PITD, réalisée à une fréquence quotidienne et mensuelle, est indispensable quotidiennement pour le calcul des bilans gaziers des expéditeurs présents sur les réseaux de transport pour leurs besoins d’équilibrage et mensuellement pour leur facturation. La qualité et le respect des délais de traitement des allocations est, donc, un élément essentiel au bon fonctionnement du marché. Le nombre de CAD est un des paramètres influençant ce processus quotidien d’allocations des quantités de gaz aux PITD qui requiert sur un temps très court le traitement de données très nombreuses. Ainsi chaque jour, GrDF doit, pour les 37 CAD qu’il gère actuellement, envoyer les estimations journalières de quantités enlevées aux PITD avant 11 h 05, horaire limite d’envoi convenu avec les gestionnaires de réseaux de transport (GRT). GrDF dispose actuellement d’une marge temporelle limitée. GrDF indique que chaque CAD supplémentaire induit un allongement du temps total de traitement qu’il estime à 5 minutes. GrDF demande l’introduction au 1er juillet 2013 d’une prestation payante intitulée « Souscription de plusieurs contrats acheminement distribution par un fournisseur » permettant de facturer la souscription de tout CAD supplémentaire. GrDF explique que la multiplication des CAD pour un fournisseur peut dégrader la qualité du processus d’allocation des quantités auquel est soumis l’ensemble des fournisseurs. GrDF propose de fixer le prix de cette prestation à 20 000 € (HT) par an et par CAD supplémentaire. La prestation serait facturée pour tout nouveau CAD supplémentaire pour un même fournisseur entrant en vigueur à partir du 1er juillet 2013. Pour permettre aux fournisseurs disposant déjà de CAD supplémentaires d’adapter leurs besoins, la facturation des CAD supplémentaires déjà en vigueur avant le 1er juillet 2013 ne démarrerait qu’au 1er janvier 2014. Les fournisseurs, qui se sont exprimés sur cette demande dans le cadre du GTG et de la consultation publique, restent partagés sur l’intérêt d’une telle prestation payante, rappelant que le nombre de fournisseurs disposant de plusieurs CAD reste faible. En outre, pour les fournisseurs disposant actuellement de plusieurs CAD, GrDF explique ne pas pouvoir à ce jour fusionner les CAD pour un même fournisseur du fait de la complexité technique de l’opération. Ainsi, la CRE considère que l’application de cette prestation à tous les fournisseurs sans distinction reviendrait à pénaliser injustement et durablement les fournisseurs disposant déjà de plusieurs CAD. A l’inverse, l’application de cette prestation uniquement aux nouveaux CAD à compter de leur entrée en vigueur, reviendrait à traiter de façon différenciée les fournisseurs, ceux disposant déjà de plusieurs CAD ne se voyant pas facturer cette prestation. La CRE considère, en outre, qu’un fournisseur peut légitimement souhaiter pouvoir échanger du gaz à un même PITD avec plusieurs expéditeurs transport, situation qui : – n’est pas interdite par les procédures actuelles définies dans le cadre GTG relatives aux calculs des allocations aux PITD ; – nécessite la signature de plusieurs CAD. En conséquence, la présente délibération ne retient pas la demande de GrDF d’introduction d’une prestation « Souscription de plusieurs contrats acheminement distribution par un fournisseur ». La CRE propose toutefois de suivre régulièrement dans le cadre du GTG l’évolution du nombre de CAD souscrits par les fournisseurs et leurs impacts sur la qualité des allocations. b) Introduction d’une facturation sur la base de forfaits pour la prestation « Modification, suppression ou déplacement de branchement » : GrDF réalise chaque année près de 3 500 modifications et 4 500 suppressions de branchements individuels inférieurs à 16m3/h à la demande notamment de clients particuliers. Pour chaque sollicitation d’un client final raccordé à son réseau, GrDF réalise gratuitement une étude technique et élabore un devis. La visite sur le terrain de GrDF en vue de l’établissement de l’étude et du devis n’est pas systématique mais elle est réalisée pour une grande majorité des sollicitations. Les opérations de modifications, suppressions et déplacements de branchement sont relativement standardisées sur le plan technique dans la grande majorité des situations (90 % des cas). Actuellement, le catalogue de prestations de GrDF prévoit une facturation de la prestation « Modification, suppression ou déplacement de branchement » au coût réel basé sur le devis transmis par GrDF au client final. GrDF a constaté que, dans une proportion de cas très significative (entre 30 % et 40 % de refus selon le type de configurations rencontrées), le client ne donne pas suite à l’étude réalisée par GrDF, ce qui mobilise des agents inutilement. En conséquence, GrDF souhaiterait réaliser, lorsque cela est possible (90 % des cas), des études sans déplacement et facturer la prestation sur la base de forfaits, déterminés en fonction de cas-types. Les cas différents des cas-types (10 % des cas), nécessitant toujours un déplacement pour la réalisation de l’étude technique, seraient facturés comme actuellement au coût réel basé sur le devis transmis par GrDF au client final. Dans le cadre de la consultation publique et du GTG, la majorité des acteurs s’est déclarée favorable à l’introduction d’une facturation sur la base de forfaits en fonction de cas-types et non plus uniquement sur la base de devis, une telle facturation apportant plus de lisibilité et de transparence pour les clients finals. Toutefois, le niveau élevé des forfaits proposés et les échanges dans le cadre du GTG sur la représentativité des « cas-types » auxquels seront adossés les forfaits ont mis en évidence la nécessité de mener des analyses complémentaires avec les acteurs de marché. En conséquence, GrDF retire sa demande d’introduction de forfaits au 1er juillet 2013. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 La CRE demande à GrDF de mener dans le cadre du GTG les analyses complémentaires en vue d’une introduction d’une facturation sur la base de forfaits de la prestation « Modification, suppression ou déplacement de branchement » à compter du 1er juillet 2014. c) Modification des prestations relatives au biométhane « Etude de faisabilité » et « Etude détaillée/étude de dimensionnement » : GrDF souhaite modifier au 1er juillet 2013 les descriptions des prestations relatives au biométhane « Etude de faisabilité » et « Etude détaillée/étude de dimensionnement » afin de mettre en conformité son catalogue de prestations avec ses pratiques actuelles. L’étude de faisabilité et l’étude détaillée sont facultatives tandis que l’étude de dimensionnement est obligatoire pour être raccordé au réseau de GrDF. Les délais standards de réalisation des études sont de deux mois pour l’étude de faisabilité et de quatre mois pour l’étude détaillée et l’étude de dimensionnement. Afin de connaître le potentiel d’injection sur la zone de chalandise d’un producteur de biométhane souhaitant se raccorder au réseau de GrDF, l’opérateur doit avoir connaissance de la consommation sur la zone concernée. Lors de chacune des études mentionnées précédemment, GrDF mesure en particulier la consommation en été, saison qui correspond en règle générale au minimum de la consommation annuelle. En cas d’absence de système de comptage permettant d’évaluer la consommation, le réseau doit être instrumenté, à moins qu’une étude antérieure ait permis de mesurer cette consommation. Cette instrumentation a lieu durant la période d’été. Si une instrumentation est nécessaire, les délais de réalisation des études sont allongés. GrDF réalise cette opération sur la période du 1er mai au 31 octobre à condition que la demande de prestation ait été effectuée au plus tard le 1er mars précédant cette période. Le résultat de l’étude est communiqué au producteur de biométhane au plus tard le 30 novembre suivant la période d’instrumentation. En 2012, GrDF a réalisé 36 études de faisabilité et 11 études détaillées/études de dimensionnement. Selon GrDF, l’instrumentation du réseau est nécessaire dans 5 % des cas. Dans le catalogue de prestations de GrDF actuellement en vigueur, l’opérateur ne mentionne pas le besoin d’instrumentation. Afin de rendre conforme son catalogue de prestations avec sa pratique, GrDF demande l’intégration de délais liés à l’instrumentation, ainsi que la mention du caractère obligatoire ou facultatif des études. L’instrumentation n’entraîne pas de surcoût pour les producteurs de biométhane. La demande de GrDF améliorant la transparence de son catalogue de prestations, la présente délibération intègre dans les prestations concernées la mention du caractère obligatoire ou facultatif des études ainsi que les délais supplémentaires liés à l’instrumentation. d) Introduction de deux catégories de prestations : GrDF demande, pour la prochaine évolution de son catalogue de prestations, la distinction des prestations en deux catégories : – celles réalisées exclusivement par l’opérateur ; – celles pouvant être réalisées par l’opérateur ou un autre prestataire au choix du client ou du fournisseur. GrDF justifie sa demande par la nécessité de : – distinguer les prestations qui relèvent de l’article L. 452-3 du code de l’énergie qui prévoit que « la Commission de régulation de l’énergie délibère sur les évolutions tarifaires ainsi que sur celles des prestations annexes réalisées exclusivement par les gestionnaires de ces réseaux [...] » ; – clarifier les prestations que les clients peuvent demander à un autre prestataire que GrDF et celles qui sont « en monopole » ; – renforcer l’harmonisation avec l’électricité où une telle distinction existe déjà. Selon GrDF, seule la prestation « Journées d’information du personnel des fournisseurs » relèverait du régime concurrentiel. Toutes les autres prestations seraient classées en prestations exclusivement réalisées par GrDF. La CRE est favorable sur le principe à l’introduction d’une classification des prestations permettant de distinguer celles exclusivement réalisées par les GRD de celles pouvant être réalisées par d’autres prestataires. En revanche, elle considère que la prestation envisagée par GrDF ne peut relever du régime concurrentiel. En effet, les informations dispensées pendant ces journées d’information concernent le schéma contractuel liant GrDF, les fournisseurs et les clients finals, les différents types de demandes et frais de prestations de GrDF associés, les différents canaux possibles pour formuler une demande auprès de GrDF, les règles de recevabilité d’une demande, le traitement des réclamations par GrDF et le catalogue de prestations de GrDF. Ces informations relevant principalement de l’organisation de GrDF et de ses relations avec les fournisseurs, cette prestation est difficilement réalisable par un prestataire tiers. En conséquence, la présente délibération ne retient pas la classification en régime concurrentiel de la prestation « Journées d’information du personnel des fournisseurs », proposée par GrDF. e) Modification du délai standard de réalisation pour la prestation « Intervention de dépannage et de réparation » : Le standard de réalisation prévoit actuellement une intervention chez le client dans les quatre heures qui suivent l’appel, sauf délai plus long convenu avec ce dernier. Depuis 2011, le centre d’appels « Urgence Sécurité Gaz » propose aux clients appelant après 21 heures, de décaler l’intervention au lendemain si le dépannage n’est pas identifié comme sensible. En cas de doute sur la nature du dépannage, GrDF intervient dans les quatre heures suivant l’appel. Selon GrDF, environ deux tiers des appels reçus après 21 heures donnent lieu à un report en accord avec le client. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 Près de 29 % des appels reçus ont lieu après 17 heures, pouvant ainsi nécessiter l’intervention des équipes d’astreinte de GrDF. Ces équipes sont autorisées par le code du travail à intervenir en dehors des heures ouvrables par dérogation, uniquement pour les interventions de sécurité. Selon GrDF, plus de 80 % de ces demandes peuvent être reportées au lendemain sans incidence sur la sécurité. GrDF considère que la multiplication des interventions qui ne correspondent pas à un dépannage sensible lui pose un problème d’organisation, compte tenu des dispositions du code du travail relatives aux temps de travail quotidiens. Pour pallier ce problème, GrDF demande la modification du délai de réalisation de la prestation « Intervention de dépannage et de réparation » pour les dépannages non sensibles uniquement : sauf délai plus long convenu avec le client, l’intervention a lieu dans un délai de quatre heures lorsque l’appel est reçu avant 21 heures et le matin suivant avant 12 heures lorsque l’appel est reçu entre 21 heures et 8 heures. Si l’appel concerne un dépannage sensible, le délai de réalisation reste inchangé : l’intervention a lieu à tout moment dans un délai de quatre heures. Les acteurs du marché qui se sont exprimés dans le cadre du GTG sur cette demande sont favorables à sa mise en œuvre au 1er juillet 2013, sous réserve que les interventions de dépannage aient lieu sans report au lendemain pour les clients sensibles et lors des périodes de grand froid. En conséquence, la présente délibération intègre dans le catalogue de prestations de GrDF, à compter du 1er juillet 2013, cette modification du délai de réalisation de la prestation « Intervention de dépannage et de réparation » pour les dépannages non sensibles, complétée par la demande des membres du GTG relative aux clients sensibles et aux périodes de grand froid. f) Modification des libellés des cas-types de la prestation « Réalisation d’un raccordement » : GrDF souhaite modifier au 1er juillet 2013 la formulation des cas-types auxquels sont adossés les forfaits de la prestation « Réalisation de raccordement ». Les forfaits ne s’appliquent qu’aux clients à relève semestrielle. Les forfaits sont actuellement organisés par option tarifaire (T1/T2) et par débit de compteur (6 m3/h et 10 m3/h, supérieur à 16 m3/h). La segmentation actuelle est : – option T1 – compteurs de débit maximum 6 m3/h et 10 m3/h ; – option T2 – compteurs de débit maximum 6 m3/h et 10 m3/h ; – options T1 ou T2 – compteurs de débit maximum à partir de 16 m3/h. GrDF demande le remplacement de cette segmentation par une nouvelle segmentation basée sur les usages du client final (cuisson et/ou eau chaude sanitaire, chauffage et/ou process) et sur le débit de compteur (6 m3/h et 10 m3/h, supérieur à 16 m3/h). La nouvelle segmentation serait la suivante : – compteurs de débit maximum 6 m3/h et 10 m3/h – usage cuisson et/ou eau chaude sanitaire ; – compteurs de débit maximum 6 m3/h et 10 m3/h – usage chauffage (avec éventuellement cuisson et/ou eau chaude sanitaire) et/ou process ; – compteurs de débit maximum à partir de 16 m3/h. Les montants des forfaits restent inchangés. GrDF justifie sa demande par une meilleure correspondance avec les besoins et demandes des clients qui connaissent généralement leur usage du gaz, mais pas leur consommation ni leur option tarifaire du tarif ATRD. La CRE considère que cette modification améliore la lisibilité de la prestation pour les clients finals. En conséquence, la présente délibération intègre dans le catalogue de prestations de GrDF, à compter du 1er juillet 2013, la nouvelle segmentation des forfaits de la prestation « Réalisation de raccordement » basée sur les usages du gaz. g) Mise en conformité de prestations avec les décisions du GTG et avec la réglementation : Afin de mettre en conformité son catalogue de prestations avec les procédures de changement de fournisseur et de mise hors service à l’initiative du fournisseur, modifiées dans le cadre du GTG, GrDF demande, à compter du 1er juillet 2013, l’entrée en vigueur des modifications suivantes de son catalogue : – la réduction du délai de changement de fournisseur de dix jours à quatre jours ; – l’augmentation du délai de mise hors service à l’initiative du fournisseur de cinq jours à dix jours (la mise hors service à l’initiative du client conservant son délai de réalisation de cinq jours) ; – la suppression dans la prestation « Mise hors service à la suite d’une résiliation du contrat de fourniture », dans le cas d’une mise hors service à l’initiative du fournisseur, de la clause « client qui apporte la preuve qu’il a réglé au fournisseur le montant demandé ». Par ailleurs, l’arrêté du 21 octobre 2010 relatif aux compteurs de gaz combustible modifie la périodicité de vérification pour les compteurs à parois déformables de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h de 20 ans à 15 ans. GrDF propose la mise à jour de la prestation « Vérification périodique (VPe) des compteurs et des convertisseurs » de son catalogue en ce sens. Les modifications demandées par GrDF étant cohérentes avec les décisions du GTG et les évolutions de la réglementation, la présente délibération les intègre dans le catalogue de prestations de GrDF, à compter du 1er juillet 2013. Les modifications des prestations « Mise hors service à la suite d’une résiliation du contrat de fourniture » et « Vérification périodique (VPe) des compteurs et des convertisseurs » s’appliquent aussi aux catalogues des ELD à compter du 1er juillet 2013, conformément aux règles homogénéisation des catalogues de prestations des GRD de gaz naturel établies par la délibération du 28 juin 2012 et la présente délibération. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 3.2. Demandes de Régaz-Bordeaux a) Rétablissement d’une heure limite pour la réception des demandes de réalisation des prestations « Mise en service » et « Rétablissement à la suite d’une coupure pour impayés » demandées en « Urgence » : Régaz-Bordeaux réalise les prestations « Mise en service » et « Rétablissement à la suite d’une coupure pour impayés » dans la journée moyennant l’application d’un supplément « Urgence ». Comme cela était déjà le cas avant le 1er juillet 2012, Régaz-Bordeaux souhaite réintégrer une heure limite pour la réception des demandes (21 heures) de prestations de « Mise en service » et « Rétablissement à la suite d’une coupure pour impayés » demandées en « Urgence ». La suppression de cette heure limite était une demande d’évolution de l’opérateur. Cette réintégration est justifiée par l’opérateur par le retour d’expérience réalisé depuis sur la suppression de cette heure limite. En effet, l’absence de cette heure limite ne permet plus à Régaz-Bordeaux de garantir la réalisation de ces prestations avant la fin de la journée, des demandes pouvant arriver tardivement. Cette heure limite de réception des demandes étant la même que celle existant précédemment avant la demande de suppression par le GRD et sa réintégration permettant de garantir la réalisation de la prestation dans le délai affiché dans le catalogue de prestations, la présente délibération intègre cette modification dans le catalogue de prestations de Régaz-Bordeaux, à compter du 1er juillet 2013. b) Modification du nom et du prix de la prestation « Frais de dossier “Fraude” » : La prestation « Frais de dossier “Fraude” » de Régaz-Bordeaux est facturée 91,88 € (HT) au client en cas de fraude avérée de celui-ci, au titre du traitement de l’ensemble des opérations nécessaires à l’ouverture et l’instruction du dossier de fraude : constat de la fraude (interventions sur le compteur ou le branchement, photographie, intervention d’un inspecteur pour enquête), dépôt de plainte par le service juridique et facturation. La prestation « Frais pour traitement de dossier “client consommant sans fournisseur” » est, quant à elle, facturée par le GRD à son initiative à un client lors du constat d’une consommation alors que le client n’a pas souscrit de contrat de fourniture auprès d’un fournisseur. Cette prestation est actuellement facturée au même prix que la prestation « Frais de dossier “Fraude” », soit 91,88 € (HT), au titre des frais de traitement du dossier. En complément, Régaz-Bordeaux facture au client le montant qu’il aurait facturé au fournisseur au titre de l’acheminement sur la période considérée. Régaz-Bordeaux souhaite augmenter le prix de la prestation « Frais de dossier “Fraude” » à 356,70 € (HT) et conserver le prix actuel de la prestation « Frais pour traitement de dossier “client consommant sans fournisseur” ». Régaz-Bordeaux explique que les frais effectivement générés par les cas de fraude sont bien supérieurs à ceux facturés actuellement, en raison des interventions d’enquête avec déplacements. RégazBordeaux demande, en outre, à renommer cette prestation en « Traitement des cas de fraude », plus représentative de la réalité des actions réalisées. Les analyses de la CRE montrent que le prix de la prestation « Traitement des cas de fraude » proposé par Régaz-Bordeaux correspond aux éléments de coûts transmis par l’opérateur. En conséquence, la présente délibération intègre la modification de prix de la prestation « Traitement des cas de fraude » et l’adaptation du nom de la prestation dans le catalogue de prestations de Régaz-Bordeaux, à compter du 1er juillet 2013. 3.3. Demandes de Caléo a) Modification des modalités de facturation de la prestation « Service de pression non standard » : Caléo souhaite modifier au 1er juillet 2013 le mode de tarification de la prestation « Service de pression non standard ». Ce service permet aux clients finals de bénéficier d’une pression relative de livraison supérieure à la pression standard du réseau d’alimentation. Pour tous clients, cette prestation est actuellement facturée à l’acte 116,32 € (HT) soit 139,12 € (TTC). Caléo explique qu’il n’a encore jamais eu de demande de réalisation de cette prestation, mais que ce forfait ne couvre a priori pas ses coûts de réalisation. En conséquence, Caléo demande de facturer désormais cette prestation sur la base d’un devis. Cette prestation faisant partie des prestations obligatoires du tronc commun, telles que définies dans la présente délibération, elle fait l’objet d’une homogénéisation entre les GRD à compter du 1er juillet 2013. En conséquence, la présente délibération ne retient pas la demande de Caléo et prévoit que les modalités de facturation de la prestation « Service de pression non standard » qui s’appliqueront à Caléo à compter du 1er juillet 2013 seront les mêmes que celles de GrDF. b) Elargissement de l’accès des prestations relatives aux coupures pour travaux aux clients bénéficiant des options T3 et T4 : Caléo souhaite rendre disponible les prestations suivantes aux clients bénéficiant des options T3 et T4, ces prestations étant actuellement uniquement accessibles aux clients bénéficiant des options T1 et T2 : – coupure sans dépose du compteur pour travaux ; – coupure avec dépose du compteur pour travaux ; – rétablissement après coupure pour travaux. Pour ces trois prestations à destination des clients bénéficiant des options T3 et T4, les prix, les délais de réalisation et les descriptions de ces prestations seraient similaires à ceux du catalogue de prestations de GrDF. Cette demande est conforme aux décisions de la CRE relatives à l’homogénéisation des catalogues de prestations des GRD de gaz naturel et entrera en vigueur à partir du 1er juillet 2013. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 3.4. Demande d’Ene’o (Energies Services Occitans) – Régie de Carmaux Ene’o (Energies Services Occitans) – Régie de Carmaux, souhaite voir appliquer à son catalogue de prestations au 1er juillet 2013 toutes les évolutions qui auront été décidées pour le catalogue de prestations de GrDF. Cette demande est conforme aux décisions de la CRE relatives à l’homogénéisation des catalogues de prestations des GRD de gaz naturel et entrera en vigueur à partir du 1er juillet 2013. 3.5. Demande d’Energies Services Lannemezan Energies Services Lannemezan souhaite disposer au 1er juillet 2013 d’un catalogue de prestations identique à celui de GrDF, présentant ainsi des prestations identiques à celles de GrDF et à des prix similaires. Cette demande est conforme aux décisions de la CRE relatives à l’homogénéisation des catalogues de prestations des GRD de gaz naturel et entrera en vigueur à partir du 1er juillet 2013. B. – Contenu et tarifs des prestations annexes réalisées par les gestionnaires de réseaux de distribution de gaz naturel 1. Dispositions générales Les présentes règles tarifaires définissent le périmètre du tronc commun des prestations annexes réalisées sous le monopole des GRD de gaz naturel à proposer par tous les GRD et homogénéisent, pour ces prestations hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché, leur nom, leur description et leur prix le cas échéant. Elles précisent en outre les règles applicables pour les nouvelles concessions. La totalité des prestations réalisées par les GRD, à l’exception du service d’acheminement sur les réseaux de distribution, sont présentes dans les catalogues de prestations des opérateurs. Ces prestations annexes sont réalisées à la demande d’un tiers ou à l’initiative d’un GRD dans le cadre de ses missions. Les GRD garantissent la fourniture de ces prestations dans des conditions transparentes et non discriminatoires. Les tarifs fixés par la présente délibération sont exprimés en euros hors toutes taxes et correspondent à ceux pratiqués pendant les jours ouvrés (du lundi au vendredi, hors jours fériés) et les heures ouvrées. Sauf disposition contraire, ces tarifs s’entendent par point de livraison et par contrat d’acheminement. A titre exceptionnel, et dans la limite des disponibilités des équipes techniques des GRD, des interventions peuvent être programmées en dehors des jours ou heures ouvrés. Sauf disposition contraire, les prestations annexes peuvent alors donner lieu à des majorations de tarif reflétant les surcoûts de main-d’œuvre engagés. Il appartient aux GRD de préciser les modalités pratiques, opérationnelles et contractuelles de demande et de réalisation des prestations. Certaines prestations annexes sont facturées sur devis. Les devis sont construits sur la base : – de coûts standards de main-d’œuvre, fonction de la qualification des intervenants ; – de prix figurant dans un canevas technique pour les opérations standards ou de coûts réels. Les GRD peuvent également prévoir de réaliser certaines prestations annexes en version « express » ou « en urgence » (c’est-à-dire dans des délais plus courts que les délais standards ou maximaux). Dans ce cadre, les GRD précisent les prestations annexes qui peuvent être réalisées en version « express » ou « en urgence » ainsi que les délais de réalisation « express » ou « en urgence » correspondants. Lorsque ces prestations sont réalisées en version « express » ou « en urgence », le tarif des prestations peut être majoré. Les GRD publient et communiquent par leur soin leur catalogue de prestations à toute personne en faisant la demande. Cette publication doit être réalisée sur le site internet du GRD ou, à défaut d’un tel site, par tout autre moyen approprié. Les catalogues de prestations des GRD seront publiés par les opérateurs au plus tard la veille de leur date d’entrée en vigueur. Un GRD peut proposer, à titre expérimental, des prestations annexes réalisées sous son monopole. Préalablement à l’expérimentation d’une prestation et après concertation avec les acteurs du marché du gaz concernés, le GRD notifie à la CRE, en les justifiant, le contenu et le prix de la prestation ainsi que la durée de la période d’expérimentation. Le délai entre la réception de la notification du GRD par la CRE et l’entrée en vigueur de la prestation expérimentale ne peut être inférieur à deux mois. Sauf opposition de la CRE dans le délai précité, l’opérateur peut inscrire la prestation qu’il souhaite expérimenter dans son catalogue de prestations, en l’identifiant explicitement comme une « prestation expérimentale ». La durée de la période d’expérimentation ne peut excéder un an, renouvelable une fois. 2. Périmètre du tronc commun Le tronc commun des prestations devant figurer dans les catalogues de prestations de tous les GRD se composent : Des prestations essentielles au bon fonctionnement du marché, définies dans la délibération du 28 juin 2012. Ces prestations sont les suivantes : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 – parmi les prestations facturées à l’acte à destination des clients finals raccordés ou souhaitant se raccorder au réseau du GRD et des fournisseurs de gaz naturel ayant conclu un contrat d’acheminement avec le GRD : – les mises en service ; – les interventions pour impayés ; – les relevés spéciaux (hors changement de fournisseur) ; – parmi les prestations de base, dont le coût est couvert en totalité par les tarifs ATRD, précisées par la délibération de la CRE du 28 février 2012 portant décision sur le tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de GrDF, et ne donnant donc pas lieu à facturation à l’acte : – les changements de fournisseur ; – les mises hors service (ou résiliation). Des prestations dites « obligatoires », qui doivent être proposées par tous les GRD de gaz naturel en respectant les règles d’homogénéisation définies dans la présente délibération : – les autres prestations de base : – continuité de l’acheminement dans les conditions définies par le décret no 2004-251 du 19 mars 2004 relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz ; – information d’une interruption de service pour travaux, conformément au décret du 19 mars 2004 ; – mise à disposition d’un numéro d’urgence et de dépannage accessible 24 heures sur 24 ; – intervention en urgence 24 heures sur 24 en cas de problème lié à la sécurité, conformément à l’arrêté du 13 juillet 2000 portant règlement de sécurité de la distribution de gaz combustible par canalisations ; – garantie de la valeur du pouvoir calorifique telle que définie par les arrêtés du 16 septembre 1977 et du 28 mars 1980 ; – pression disponible à l’amont du poste de livraison, conforme aux conditions standards de livraison publiées par le GRD ; – première intervention chez le client pour assurer un dépannage ou une réparation en cas de manque de gaz ; – diagnostic des installations intérieures chômées depuis plus de six mois et actions de sensibilisation des clients et des acteurs de la filière gazière à la problématique de la sécurité des installations intérieures ; – mise à disposition d’un compteur lorsque le débit est inférieur à 16 m3/heure ; – vérification périodique d’étalonnage des compteurs et des convertisseurs, conformément à l’arrêté du 21 octobre 2010 ; – continuité de comptage et de détente ; – relève périodique des compteurs, dans les conditions définies au paragraphe 5, ci-après ; – annonce du passage du releveur pour les clients finals relevant des options T1 et T2 ; – possibilité de réaliser un autorelevé et de communiquer son index, pour les clients finals relevant des options T1 et T2 ; – prise de rendez-vous téléphonique pour toutes les opérations techniques nécessitant une étude ; – dans le cas d’un GRD de rang 2, l’ensemble des prestations relatives à l’acheminement du gaz naturel depuis le PITD concerné ; – parmi les prestations payantes, facturées à l’acte ou de façon récurrente, à destination des clients finals raccordés ou souhaitant se raccorder au réseau du GRD et des fournisseurs de gaz naturel ayant conclu un contrat d’acheminement avec le GRD : – coupure à la demande du client ; – rétablissement à la suite d’une coupure à la demande du client ; – changement de tarif d’acheminement et/ou changement de fréquence de relève ; – relevé spécial pour changement de fournisseur ; – vérification de données de comptage sans déplacement ; – vérification de données de comptage avec déplacement – motif « index contesté » ; – vérification de données de comptage avec déplacement – motif « compteur défectueux » ; – changement de compteur gaz ; – changement de porte de coffret (uniquement pour les clients disposant d’une fréquence de relève semestrielle ou bénéficiant des options tarifaires T1 ou T2) ; – contrôle en laboratoire d’un équipement de comptage ; – étude technique ; – réalisation de raccordement ; – modification, suppression ou déplacement de branchement ; – déplacement sans intervention ; – frais de dédit pour annulation tardive ; – duplicata ; – fréquence de relevé supérieure à la fréquence standard ; – service de pression non standard (uniquement pour les clients disposant d’une fréquence de relève non semestrielle ou bénéficiant des options tarifaires T3, T4 ou TP) ; – supplément Express ; . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 – supplément Urgence (uniquement pour les clients disposant d’une fréquence de relève semestrielle ou bénéficiant des options tarifaires T1 ou T2). Des prestations dites « optionnelles » qui, lorsqu’elles sont proposées par un GRD, doivent respecter les règles d’homogénéisation définies dans la présente délibération : – dépose du compteur (pour les GRD ne procédant pas à la dépose systématique du compteur lors d’une coupure à la demande du client) ; – enquête (pour les GRD proposant cette prestation) ; – déplacement d’un agent assermenté (pour les GRD proposant cette prestation) ; – raccordement de l’installation d’un client sur une sortie d’impulsion (pour les GRD proposant des compteurs équipables) ; – location de compteur/bloc de détente (pour les GRD facturant cette prestation aux clients disposant d’une fréquence de relève semestrielle ou bénéficiant des options tarifaires T1 ou T2) ; – location du poste de livraison ou du dispositif local de mesurage (pour les GRD facturant cette prestation aux clients disposant d’une fréquence de relève non semestrielle ou bénéficiant des options tarifaires T3, T4 ou TP) ; – service de maintenance (pour les GRD ayant des clients finals raccordés propriétaires de leur équipement de comptage) ; – mise à disposition d’un équipement de comptage provisoire (pour les GRD ayant des clients finals raccordés propriétaires de leur équipement de comptage) ; – service de pression non standard à destination des GRD raccordés ou souhaitant se raccorder au réseau du GRD (pour les GRD non enclavés). Les prestations non incluses dans ce tronc commun sont considérées comme des prestations spécifiques à chaque GRD et ne font l’objet d’aucune homogénéisation entre opérateurs. 3. Description des prestations du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché Les noms et les descriptions sommaires des prestations du tronc commun listées précédemment, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché, sont ceux annexés à la présente délibération. Ils s’appliquent : – à compter du 1er juillet 2013 pour les GRD mono-énergie et biénergies dont les prix des prestations sont alignés sur ceux de GrDF ; – simultanément à la prochaine évolution des catalogues de prestations des GRD d’électricité pour les GRD biénergies dont les prix des prestations sont alignés sur ceux de ces catalogues. Il appartient aux GRD de préciser les modalités pratiques de réalisation, la description détaillée ainsi que les délais de réalisation de chacune de ces prestations du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché. Pour certaines prestations, il est donné la possibilité à chaque GRD de choisir le paramètre correspondant à ses pratiques ou à ses spécificités locales. Les paramètres possibles sont intégrés aux descriptions sommaires concernées, annexées à la présente délibération. Les GRD devront prendre en compte toute modification de description des prestations du tronc commun résultante de décisions prises dans le cadre du groupe de travail gaz (GTG). Les autres prestations présentes dans les catalogues des GRD restent inchangées. 4. Prix des prestations payantes du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché 4.1. Prix des prestations payantes du tronc commun pour GrDF, les GRD mono-énergie et les GRD biénergies dont les prix sont alignés sur ceux de GrDF Les GRD de gaz naturel mono-énergie sont : – régaz-Bordeaux ; – réseau GDS ; – Caléo (Guebwiller) ; – Veolia Eau (Huningue, Saint-Louis, Hegenheim, Village-Neuf). Les GRD de gaz naturel assurant aussi la distribution d’électricité, dont les prix des prestations sont alignés sur ceux de GrDF, sont : – Gaz de Barr ; – Energies Services Lannemezan ; – Gazélec de Péronne ; – Energies Services Lavaur ; – Ene’o (Energies Services Occitans) – Régie de Carmaux ; – Régie municipale multiservices de La Réole ; – Gascogne Energies Services. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 Pour ces GRD et à compter du 1er juillet 2013, les prix des prestations du tronc commun listées ci-dessous sont les suivants : Pour ces GRD et à compter du 1er juillet 2013, les formules de prix du service de pression non standard pour les GRD raccordés, ou souhaitant se raccorder au réseau du GRD, et les clients disposant d’une fréquence de relève non semestrielle, ou bénéficiant des options T3, T4 ou TP, sont les suivantes : – GRD ou client dont la consommation annuelle est inférieure ou égale à 5 GWh/an : 125,03 € (HT) + k (1,92 € [HT] × quantité annuelle en MWh/an + 1 147,32 € [HT]) – GRD ou client dont la consommation annuelle est supérieure à 5 GWh/an : 125,03 € (HT) + k (202,06 € [HT] × capacité journalière d’acheminement souscrite en MWh/j + 1 147,32 € [HT]) Pour les autres prestations du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché, et les prestations spécifiques à chaque GRD, les prix applicables au 1er juillet 2013 sont ceux en vigueur dans les catalogues de prestations des GRD de gaz naturel auxquels s’appliquent les formules d’indexation définies au paragraphe B.5.1. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 4.2. Prix des prestations payantes du tronc commun pour les GRD biénergies dont les prix sont alignés sur ceux des catalogues de prestations en électricité Les GRD de gaz naturel assurant la distribution d’électricité, dont les prix des prestations sont alignés sur ceux des catalogues de prestations en électricité, sont : – Gaz Electricité de Grenoble ; – Vialis (Colmar) ; – Gédia (Dreux) ; – Energis – Régie de Saint-Avold ; – Sorégies (département de la Vienne) ; – Régies municipales d’électricité, de gaz, d’eau et d’assainissement de Bazas ; – Energies et Services de Seyssel ; – ESDB – Régie de Villard-Bonnot ; – Régie municipale gaz et électricité de Bonneville ; – Régie municipale gaz et électricité de Sallanches ; – régie du Syndicat électrique intercommunal du Pays chartrain. Pour ces GRD, les prix des prestations du tronc commun listées au paragraphe B.2 seront alignés sur ceux des catalogues de prestations des GRD d’électricité, simultanément à la prochaine évolution annuelle des prix applicables aux GRD d’électricité, à l’exception des prestations ci-dessous. Pour les prestations du tronc commun pour lesquelles il n’existe pas d’équivalent en électricité, les prix seront alignés sur ceux des GRD de gaz naturel mono-énergie précisés au paragraphe B.4.1. (4). Ces prix entreront en vigueur simultanément à la prochaine évolution annuelle des prix applicables aux GRD d’électricité. Les prestations concernées sont les suivantes : – coupure à la demande du client ; – dépose du compteur ; – rétablissement à la suite d’une coupure à la demande du client ; – changement de tarif d’acheminement et/ou changement de fréquence de relève ; – vérification de données de comptage sans déplacement ; – vérification de données de comptage avec déplacement – motif « index contesté » ; – vérification de données de comptage avec déplacement – motif « compteur défectueux » (pour les clients disposant d’une fréquence de relève non semestrielle ou bénéficiant des options tarifaires T3, T4 ou TP) ; – changement de compteur gaz ; – raccordement de l’installation d’un client sur une sortie d’impulsion (pour les GRD proposant des compteurs équipables) ; – service de pression non standard (pour les clients disposant d’une fréquence de relève non semestrielle ou bénéficiant des options tarifaires T3, T4 ou TP) ; – service de pression non standard à destination des GRD raccordés ou souhaitant se raccorder au réseau du GRD (pour les GRD non enclavés). Pour les autres prestations du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché, et les prestations spécifiques à chaque GRD, les prix applicables à compter de la prochaine évolution des catalogues de prestations en électricité seront ceux en vigueur dans les catalogues de prestations des GRD de gaz naturel auxquels s’appliquent les formules d’indexation en électricité (cf. paragraphe B.5.2). (4) Pour les deux segmentations de clients (clients bénéficiant des options tarifaires T1 ou T2 ou d’une fréquence de relève semestrielle d’une part, clients bénéficiant des options tarifaires T3 ou T4 ou TP ou d’une fréquence de relève mensuelle ou journalière, d’autre part), sauf s’il est précisé qu’il ne s’applique qu’à une seule segmentation de clients. 5. Evolution annuelle des prix des prestations annexes des GRD de gaz naturel 5.1. Evolution des prix des prestations au 1er juillet 2013 pour GrDF, les GRD mono-énergie et les GRD biénergies dont les prix sont alignés sur ceux de GrDF Conformément à la délibération de la CRE du 28 juin 2012, les formules d’indexation à prendre en compte pour l’évolution des prix des prestations annexes des GRD au 1er juillet 2013 sont les suivantes : – pour les prestations facturées à l’acte (hors prestations de raccordement), le forfait maintenance et la fréquence de relevé supérieure à la fréquence standard : – pour les locations de compteur/blocs de détente ou installation d’injection de biométhane, le forfait location et la mise à disposition d’un équipement de comptage provisoire : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 – pour les prestations de raccordement : Avec : – P07/2013 et P09/2012 étant respectivement les prix en vigueur au 1er juillet 2013 et les prix en vigueur au 1er septembre 2012 ; – ICHTrev-TS : indice du coût horaire du travail révisé – tous salariés (ICHTrev-TS) – Indices mensuels : industries mécaniques et électriques (NAF 25-30 32-33), identifiant 1565183 (base 100 en décembre 2008) publié sur le site internet de l’INSEE ou de tout indice de remplacement ; – IP : indice de production de l’industrie française pour le marché français – prix de base – MIG ING – Biens intermédiaires (FB0ABINT00 – identifiant 1569922) – base 100 en mars 2005, publié sur le site internet de l’INSEE ou de tout indice de remplacement ; – TP10bis : indice des prix relatif au BTP – TP 10 Bis canalisations sans fourniture, identifiant DGC0 TP10BI0075M (base 100 en 1975), publié sur le site internet de l’INSEE ou de tout indice de remplacement. Ces formules d’évolution s’appliquent aux prix des prestations des GRD, hors prix des prestations du tronc commun précisés au paragraphe B.4.1. et hors prix de la prestation de GrDF « Journées d’information du personnel des fournisseurs » défini au paragraphe B.7. 5.2. Prochaine évolution annuelle des prix des prestations des GRD biénergies dont les prix sont alignés sur ceux des catalogues de prestations en électricité Conformément à la délibération de la CRE du 28 juin 2012, les prix des prestations annexes évoluent en même temps que la prochaine évolution des catalogues de prestations des GRD d’électricité, par l’application de la formule d’indexation définie par la CRE pour les GRD d’électricité. Pour les prestations du tronc commun définies au paragraphe B.4.2. pour lesquelles il n’existe pas d’équivalent en électricité et pour lesquelles les prix applicables sont ceux des GRD de gaz mono-énergie, ces prix évoluent en même temps que la prochaine évolution des catalogues de prestations des GRD d’électricité. Ces prix évolueront par la suite chaque année selon les mêmes pourcentages de variation que ceux des GRD de gaz mono-énergie et entreront en application simultanément aux évolutions des catalogues de prestations des GRD d’électricité. 6. Règles applicables aux catalogues de prestations pour les nouvelles concessions de gaz naturel Les catalogues de prestations proposés par les GRD dans le cadre des négociations avec les autorités concédantes doivent respecter les règles d’homogénéisation établies par la CRE en matière de structure du catalogue et des prestations, de description et de délais de réalisation des prestations essentielles, de nom et de description sommaire des autres prestations du tronc commun. Les évolutions des catalogues, si elles sont prévues dans le contrat de concession, ont lieu à la même date que celle du catalogue de la zone de desserte historique pour les GRD disposant d’un tarif ATRD péréqué, au 1er juillet de chaque année pour les autres GRD de gaz naturel, ou en même temps que l’évolution des catalogues de prestations des GRD d’électricité pour les GRD assurant également la distribution d’électricité et ne disposant pas d’un tarif ATRD péréqué. Les prix des prestations, leurs formules d’évolution et la liste des prestations de base (hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché) sont définis par le GRD dans le cadre des négociations avec l’autorité concédante pour la desserte d’une nouvelle concession. Le GRD retenu à la suite d’un appel d’offres transmet à la CRE le catalogue de prestations établi dans le cadre des négociations avec l’autorité concédante. Chaque GRD publie sur son site internet ou, à défaut d’un tel site, par tout autre moyen approprié, les catalogues de prestations des concessions le concernant avant la mise en gaz des nouvelles concessions, avec la mention des communes concernées et une référence aux textes tarifaires en vigueur. 7. Prix de la prestation de GrDF « Journées d’information du personnel des fournisseurs » Le prix de la prestation de GrDF « Journées d’information du personnel des fournisseurs » est réévalué de 1 333,13 € (HT) à 1 148,74 € (HT). . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 Après application des formules d’indexation définies au paragraphe B.5.1, le prix de cette prestation est de 1 170,57 € (HT) au 1er juillet 2013. 8. Demandes d’évolution des catalogues de prestations des GRD 8.1. Demandes de GrDF La CRE répond favorablement aux demandes suivantes de modifications apportées par GrDF à son catalogue de prestations, qui entreront en vigueur à compter du 1er juillet 2013 : – modification des prestations relatives au biométhane « Etude de faisabilité » et « Etude détaillée/étude de dimensionnement » ; – modification des libellés des cas types de la prestation « Réalisation d’un raccordement » ; – mise en conformité des prestations « Changement de fournisseur », « Mise hors service à la suite d’une résiliation du contrat de fourniture » et « Vérification périodique (VPe) des compteurs et des convertisseurs » avec les décisions du GTG et de l’arrêté du 21 octobre 2010 relatif aux compteurs de gaz combustible. La CRE répond favorablement à la demande de GrDF de modification du délai d’intervention de la prestation « Intervention de dépannage et de réparation » pour les dépannages non sensibles, qui entrera en vigueur à compter du 1er juillet 2013, sous réserve de la prise en compte de la demande du GTG relative aux clients sensibles et aux périodes de grand froid. En revanche, la CRE rejette les demandes de GrDF relatives à : – l’introduction d’une prestation « Souscription de plusieurs contrats acheminement distribution par fournisseur ». Elle demande toutefois à GrDF de suivre régulièrement dans le cadre du GTG l’évolution du nombre de CAD souscrits par les fournisseurs et leurs impacts sur la qualité des allocations ; – la classification de la prestation « Journées d’information du personnel des fournisseurs » en régime concurrentiel. Enfin, la CRE valide sur le principe l’introduction d’une facturation sur la base de forfaits en fonction de cas types et non uniquement sur la base de devis pour la prestation « Modification, suppression ou déplacement de branchement ». Elle demande à GrDF de mener dans le cadre du GTG les analyses complémentaires nécessaires pour une introduction de ces modalités de facturation au 1er juillet 2014. 8.2. Demandes de Régaz-Bordeaux La CRE répond favorablement aux demandes suivantes de modifications apportées par Régaz-Bordeaux à son catalogue de prestations, qui entreront en vigueur à compter du 1er juillet 2013 : – réintégration de l’heure limite de 21 heures pour la réception des demandes de réalisation des prestations « Mise en service » et « Rétablissement à la suite d’une coupure pour impayés » demandées en « Urgence » ; – changement du nom de la prestation « Frais de dossier Fraude » en « Traitement des cas de fraude » et modification du prix de la prestation. 8.3. Demandes de Caléo La CRE valide la demande de Caléo souhaitant disposer pour les clients bénéficiant des options T3 et T4 des mêmes prestations relatives aux coupures pour travaux (5) que celles présentes dans le catalogue de prestations que GrDF à compter du 1er juillet 2013. En revanche, la CRE rejette la demande de Caléo de facturation de la prestation « Service de pression non standard » sur la base de devis. Les modalités de facturation de cette prestation seront alignées sur celle de GrDF à compter du 1er juillet 2013, conformément aux règles d’homogénéisation des prestations obligatoires du tronc commun de la présente délibération. (5) « Coupure à la demande du client », « Dépose du compteur » et « Rétablissement à la suite d’une coupure à la demande du client ». 8.4. Demande d’Ene’o (Energies Services Occitans – Régie de Carmaux La CRE valide la demande d’Ene’o (Energies Services Occitans) – Régie de Carmaux souhaitant disposer du même catalogue de prestations que GrDF à compter du 1er juillet 2013. 8.5. Demande d’Energies Services Lannemezan La CRE valide la demande d’Energies Services Lannemezan souhaitant disposer du même catalogue de prestations que GrDF à compter du 1er juillet 2013. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 En application de l’article L. 452-3 du code de l’énergie, la présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française. Fait à Paris, le 25 avril 2013. Pour la Commission de régulation de l’énergie : La commissaire, H. GASSIN ANNEXE NOMS ET DESCRIPTIONS SOMMAIRES DES PRESTATIONS DU TRONC COMMUN, HORS PRESTATIONS ESSENTIELLES AU BON FONCTIONNEMENT DU MARCHÉ Les descriptions ci-dessous des prestations du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché, ne présentent pas les modalités pratiques de réalisation spécifiques à chaque GRD ni les délais de réalisation. Ces éléments seront précisés par l’opérateur dans son catalogue de prestations. Les paramètres adaptables pour certaines descriptions sommaires sont listés et sont identifiés par les mentions « [à choisir] », « [à renseigner] », ou « [optionnel] ». Le caractère « optionnel » d’une prestation est identifié au niveau du nom de celle-ci, la prestation mentionnant les conditions d’application de l’option. 1. Prestations de base (incluses dans le tarif d’acheminement) 1.1. Annonce passage releveur Communication de la date et du créneau horaire de passage du releveur pour les clients dont l’index du compteur n’est pas accessible. Cette prestation est ouverte aux seuls [clients à relevé semestriel/clients T1 et T2 (hors T2 MM)] [à choisir]. 1.2. Collecte d’un index auto-relevé à la suite de l’absence du client Si à l’occasion d’un relevé cyclique, l’index du compteur est inaccessible et si le client est absent lors du passage du releveur, le client peut communiquer lui-même son index. Si l’index n’a pas été accessible pendant au moins un an lors des tournées de relevé cyclique, le client est tenu d’accepter un relevé hors tournée qui est facturé (« Relevé spécial sans changement de fournisseur »). Cette prestation est ouverte aux seuls [clients à relevé semestriel/clients T1 et T2 (hors T2 MM)] [à choisir]. 1.3. Continuité de l’acheminement et de la livraison Assurer la continuité de l’acheminement et de la livraison même dans les situations suivantes : – hiver froid tel qu’il s’en produit statistiquement un tous les cinquante ans, – température extrêmement basse pendant une période de trois jours au maximum telle qu’il s’en produit statistiquement une tous les cinquante ans (décret du 19 mars 2004 relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz). 1.4. Fourniture, pose, entretien et renouvellement des compteurs et détendeurs Mise à disposition, maintien et remplacement des équipements de comptage et de détente défectueux [pour les compteurs de débit inférieur à 16 m3/h/pour tous les compteurs] [à choisir]. [Maintien à disposition et remplacement des équipements de comptage et de détente défectueux pour les compteurs de débit supérieur à 16 m3/h] (optionnel). 1.5. Information coupure pour travaux et interventions Informer le maire, l’autorité concédante, les clients et les fournisseurs d’une interruption de service pour cause de travaux, de raccordement, de mise en conformité ou de maintenance du réseau concédé. Références réglementaires : le décret du 19 mars 2004 relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz dispose que le GRD doit communiquer les dates et heures de l’interruption de service au moins cinq jours calendaires à l’avance dans le cas d’une interruption de service pour travaux, raccordement, etc. Aux termes du décret précité, le GRD peut interrompre le service en cas de force majeure ou de risque pour la sécurité des personnes et des biens. Le GRD prend sans délai les mesures nécessaires et avise, selon le cas, le maire, la collectivité organisatrice de la distribution publique de gaz, le préfet, les clients par avis collectif et, le cas échéant, les fournisseurs. 1.6. Intervention de dépannage et de réparation Déplacement en cas de manque de gaz ou bruit anormal, notamment : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 – cause liée au réseau ou à un équipement, propriété du GRD : dépannage (provisoire) ou réparation (définitive) gratuits. – [cause liée à un poste de livraison (poste de détente et compteur) propriété du client : – mise en sécurité, remise en service, dépannage ou réparation : prestation gratuite, sans démontage et sans appel de renfort, – sur demande du client, intervention d’une équipe de renfort pour remise en service, dépannage ou réparation ainsi que tout démontage, toute intervention ultérieure pour remise en service, réparation, intervention sur pièce défectueuse ou remplacement : prestation facturée au coût réel si elle n’est pas incluse dans le service souscrit par le client ou dans le service de base.] (pour les GRD ayant des clients finals raccordés propriétaires de leurs équipement de comptage). 1.7. Intervention de sécurité 24 h/24 Intervention du GRD en cas d’incident ou d’accident (odeur de gaz, incendie ou explosion) pour mise en sécurité gaz des personnes et des biens aussi rapidement que possible. Références réglementaires : aux termes de l’arrêté du 13 juillet 2000 portant règlement de sécurité de la distribution de gaz combustible par canalisations, le public et les consommateurs peuvent demander une intervention sécurité gaz en cas d’incident. 1.8. Mise à disposition d’un numéro d’urgence et de dépannage 24 h/24 [Nom du service d’appel] [à renseigner] Mise à disposition d’un numéro unique d’appel « [Nom du service d’appel] [à renseigner] », accessible 24 h/24, visible notamment sur la facture du fournisseur et l’annuaire téléphonique : [Numéro de téléphone] [à renseigner]. 1.9. Pouvoir calorifique Le GRD garantit que le pouvoir calorifique supérieur (PCS) du gaz naturel se situe dans la fourchette réglementaire. Pour le gaz H (à haut pouvoir calorifique), le PCS doit se situer entre 10,7 et 12,8 kWh/m3(n) [et pour le gaz B (à bas pouvoir calorifique), le PCS doit se situer entre 9,5 et 10,5 kWh/m3(n)] (pour les GRD acheminant du gaz B). Références réglementaires : arrêtés du 16 septembre 1977 et du 28 mars 1980. 1.10. Pression disponible standard Le GRD assure, dans les conditions normales d’exploitation, une pression relative disponible à l’amont du poste de livraison d’un client de : – [pression en bar (6)] [à renseigner] en Moyenne Pression de type C (hors réseau alimenté en 8 bar) ; – [pression en bar [8] [à renseigner] bar en Moyenne Pression de type B et Moyenne Pression de type C alimenté en [pression en bar (8)] [à renseigner] ; – [pression en mbar (8)] [à renseigner] à [pression en mbar (8)] [à renseigner] (gaz H) [ou [pression en mbar (8)] [à renseigner] à [pression en mbar (8)] [à renseigner] (gaz B) en Basse Pression] (pour les GRD acheminant du gaz B). (6) En cohérence avec le cahier des charges de concession. 1.11. Pression standard minimale délivrée en entrée d’un réseau d’un GRD aval Le GRD assure que quel que soit le type de réseau moyenne pression (MPB, MPC, ...) du GRD amont, la pression délivrée en entrée (bride aval du point d’interface) d’un réseau d’un GRD aval ne peut être inférieure, dans les conditions normales d’exploitation du réseau du GRD amont, à une pression standard minimale fixée à 1,8 bar. Cette pression est garantie par le GRD amont même dans les situations suivantes : – hiver froid tel qu’il s’en produit statistiquement un tous les cinquante ans, – température extrêmement basse pendant une période de trois jours au maximum telle qu’il s’en produit statistiquement une tous les cinquante ans (décret du 19 mars 2004 relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz). 1.12. Relevé cyclique Le relevé cyclique de compteur est effectué par le GRD avec la fréquence suivante : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 – pour les options tarifaires T1 et T2 (hors T2MM) du tarif d’acheminement, une mesure semestrielle et un relevé semestriel (fréquence 6M/6M), – pour l’option tarifaire T3 (hors T3JJ ou T3JM) et pour les PCE T2MM, une mesure mensuelle et un relevé mensuel (fréquence M/M), – pour les options tarifaires T4 et TP et pour les PCE T3JJ et T3JM, une mesure journalière et un relevé mensuel (fréquence J/M) ou quotidien (fréquence J/J). Nota. – Si l’index n’a pas été accessible pendant au moins un an lors des tournées de relevé cyclique, le client est tenu d’accepter un relevé hors tournée qui est facturé (cf. prestation « relevé spécial hors changement de fournisseur »). 1.13. Programmation d’un rendez-vous téléphonique Cette prestation consiste à planifier un rendez-vous téléphonique, entre un client final et un représentant du GRD, en vue de réaliser une pré-étude ou étude de raccordement ne nécessitant pas le déplacement d’un technicien. En fonction des informations communiquées lors de cet entretien et selon la configuration technique de l’installation du client et du réseau de distribution, le GRD pourra soit réaliser une Proposition Technique et Financière, soit programmer le déplacement d’un technicien pour compléter ou réaliser cette étude (dans les conditions définies par la prestation « Etude technique », seule la première étude pour un même PCE n’est pas facturée). 1.14. Vérification périodique (VPe) des compteurs et des convertisseurs Le GRD s’assure, à intervalles réguliers, que les compteurs et convertisseurs restent conformes aux exigences qui leur sont applicables ; pour cela soit il remplace l’appareil, soit il en confie la vérification à un laboratoire agréé afin de vérifier la justesse de la mesure. Il effectue la coupure, la dépose, la repose et la remise en service du compteur. Le GRD ne réalise pas les remises en service des appareils du client. L’intervalle de temps entre deux vérifications ne peut être supérieur à : – vingt ans, pour les compteurs à parois déformables de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h (type de compteur qui équipe tous les clients domestiques) ; – quinze ans (7), pour les compteurs à parois déformables de débit maximal supérieur ou égal à 16m3/h ; – cinq ans, pour les compteurs à pistons rotatifs et les compteurs à turbine ; – un an, pour les convertisseurs. [Lorsque le compteur est la propriété du client, une prestation de « mise à disposition d’un équipement de comptage provisoire » est facturée [ainsi qu’une prestation de « changement de compteur »] (optionnel), si le client ne dispose pas d’un appareil de remplacement. En cas de réparation, les frais sont à la charge du client.] (pour les GRD ayant des clients finals raccordés propriétaire de leur équipement de comptage). Références réglementaires : réalisée selon les prescriptions de l’arrêté du 21 octobre 2010 et les prescriptions propres à chaque type de compteur. (7) A partir du 1er janvier 2014. 1.15. Diagnostic sécurité d’une installation intérieure inactive depuis plus de six mois Lors de la mise en service d’une installation intérieure inactive depuis plus de six mois, le GRD propose au client un diagnostic sécurité ayant pour objet d’établir un état de l’installation intérieure de gaz afin d’évaluer les risques pouvant compromettre la sécurité des personnes et des biens. En aucun cas il ne s’agit d’un contrôle de conformité de l’installation vis-à-vis de la réglementation en vigueur ni d’un contrôle de l’état des appareils du client. Un rapport est établi suite à ce diagnostic et transmis au client et au GRD. Cette prestation ne concerne que les installations intérieures de gaz à usage domestique. Références réglementaires : arrêté du 2 août 1977 modifié (art. 31). 2. Prestations facturées à l’acte, destinées aux clients 2.1. Prestations à destination des clients disposant d’une fréquence de relève semestrielle ou bénéficiant des options tarifaires T1 ou T2 a) Coupure à la demande du client : La prestation comprend la fermeture du robinet avec plombage de l’installation. Elle implique l’interruption de la livraison, mais pas le détachement contractuel. [Le GRD réalise cette prestation avec dépose de compteur/Le GRD réalise cette prestation sans dépose de compteur / Le GRD pourra procéder à son initiative à la dépose de compteur, non facturée au client. Si le client demande une dépose de compteur non prévue par le GRD, la prestation « dépose de compteur » s’applique.] [à choisir]. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 b) Dépose du compteur (pour les GRD ne procédant pas à la dépose systématique du compteur lors d’une coupure à la demande du client) : La prestation permet à un client qui souhaite interrompre la livraison de manière temporaire (ex : travaux) ou définitive de faire déposer son compteur. La prestation comprend la fermeture du robinet si l’installation était active, la dépose du compteur et, pour un poste de détente/comptage de la pose de voiles. Elle implique l’interruption de livraison. c) Rétablissement à la suite d’une coupure à la demande du client : La prestation comprend le rétablissement de l’alimentation en gaz à la suite d’une coupure à la demande du client [sans/avec/avec ou sans repose des appareils.] [à choisir]. d) Changement de tarif d’acheminement et/ou de fréquence de relève : La prestation permet le changement d’option tarifaire d’acheminement ou de fréquence de relevé à la demande du fournisseur. Les fréquences de relevé possibles par option tarifaire sont décrites dans la prestation « relevé cyclique ». Le prix de la prestation ne comprend pas l’évolution ou le changement éventuel de matériel ni le surcoût lié à une fréquence de relevé supérieure à la fréquence standard. e) Relevé spécial pour changement de fournisseur : La prestation consiste en un relevé associé à un changement de fournisseur (cf. « changement de fournisseur [hors déplacement] ») lorsque le fournisseur choisit l’option « relevé spécial » pour déterminer l’index de rattachement au contrat du nouveau fournisseur et donc de détachement du contrat de l’ancien fournisseur. L’index est mis à disposition des deux fournisseurs. f) Vérification de données de comptage sans déplacement. La prestation permet à un fournisseur d’exprimer un doute dans [un délai maximum défini par le GRD][à renseigner] sur un index publié (ou sur la consommation d’énergie associée) dans les cas suivants : – index relevé ou autorelevé lors d’un relevé cyclique, – index calculé avec ou sans autorelevé de fiabilisation lors d’un changement de fournisseur (y compris au-delà du délai maximum défini par le GRD), – index relevé lors d’un changement de fournisseur, – index quel que soit son type lors d’une mise en service (dans un délai maximum de douze mois suivant la publication de cet index). Le fournisseur doit obligatoirement joindre un index autorelevé daté à l’appui de sa demande de vérification. Cet index doit différer d’au moins [50 m3/10 m3/autre volume déterminé par le GRD] [à choisir] de l’index mis en doute ; dans le cas contraire, le GRD clôt la demande et facture la prestation. Cette prestation permet également à un fournisseur d’exprimer un doute sur un index publié (ou sur la consommation d’énergie associée) dans les deux cas suivants : – index de dépose suite à une intervention de changement de compteur, – index de pose suite à une intervention de changement de compteur. Le fournisseur doit obligatoirement joindre un index autorelevé daté si la contestation porte sur l’index de pose du nouveau compteur. Cette prestation n’est pas facturée si une anomalie est détectée. g) Vérification de données de comptage avec déplacement au motif de l’index contesté : La prestation permet à un fournisseur d’exprimer un doute dans [un délai maximum défini par le GRD][à renseigner] sur un index publié (ou sur la consommation d’énergie associée) dans les cas suivants : – index relevé ou autorelevé lors d’un relevé cyclique, – index relevé lors d’un changement de fournisseur, – index quel que soit son type lors d’une mise en service. Le fournisseur doit obligatoirement joindre un index autorelevé daté à l’appui de sa demande de vérification. Cet index doit différer d’au moins [50 m3/10 m3/autre volume déterminé par le GRD] [à choisir] de l’index mis en doute ; dans le cas contraire, le GRD clôt la demande et facture la prestation. Cette prestation n’est pas facturée si une anomalie est détectée. h) Vérification de données de comptage avec déplacement au motif d’un compteur défectueux : La prestation comprend le déplacement d’un agent et le contrôle visuel de fonctionnement de l’appareil de comptage. Elle n’est pas facturée si une anomalie est détectée. i) Contrôle en laboratoire d’un équipement de comptage : La prestation consiste au contrôle de l’étalonnage du compteur à la demande du fournisseur ou du client sous contrat direct de livraison par un laboratoire agréé. Compteur propriété du GRD : Le GRD dépose, en présence du client, le compteur à expertiser, le remplace par un autre compteur étalonné et se charge de l’expédition de l’appareil à expertiser au laboratoire. [Compteur en propriété client] Le GRD dépose en présence du client le compteur à expertiser, le remplace par un autre compteur étalonné (selon les dispositions prévues dans la prestation « mise à disposition d’un compteur provisoire ») et se charge de l’expédition de l’appareil à expertiser au laboratoire. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 Le compteur après l’expertise est retourné au GRD. S’il se révèle correct ou après remise en état, ce compteur est réinstallé chez le client concerné.] (pour les GRD ayant des clients finals raccordés propriétaires de leur équipement de comptage) j) Changement de porte de coffret : La prestation comprend le déplacement pour remplacement d’une porte détériorée de coffret. [La porte de coffret est facturée en sus.] [optionnel]. k) Changement de compteur de gaz : La prestation comprend le changement de compteur sans modification de calibre et/ou du type de compteur. [Si le compteur à changer était propriété du client, un nouveau compteur est fourni par le GRD et loué au client.] (optionnel). Les adaptations éventuelles du poste de livraison seront facturées en supplément. Pour toute modification du branchement, le GRD facturera une prestation de « modification, suppression ou déplacement de branchement ». l) Etude technique : La prestation consiste en l’étude d’un nouveau raccordement ou d’une modification, suppression ou déplacement d’un branchement gaz existant. m) Réalisation de raccordement : Le raccordement est constitué par un branchement et, le cas échéant, une extension. Le branchement désigne l’ouvrage assurant la liaison entre la canalisation de distribution publique existante (ou l’extension envisagée de cette dernière) et la bride amont du poste (ou l’organe de coupure générale situé en limite de propriété). L’extension désigne la portion supplémentaire de canalisation de distribution publique à construire depuis sa localisation actuelle jusqu’au droit du branchement envisagé. Le raccordement est proposé sous réserve d’obtention des autorisations administratives. Sa conception et son exploitation répondent aux prescriptions techniques du GRD relatives au code de l’énergie et au décret no 2004-555 du 15 juin 2004. Il est soumis à la signature d’un contrat de raccordement du GRD ou à l’acceptation d’un devis. n) Modification, suppression ou déplacement de branchement : La prestation consiste en une intervention réalisée à la demande du client et sous réserve d’obtention des autorisations administratives. Le branchement désigne l’ouvrage assurant la liaison entre la canalisation de distribution publique existante et la bride amont du poste (ou l’organe de coupure générale situé en limite de propriété). o) Enquête (pour les GRD proposant cette prestation) : La prestation consiste à étudier la consommation du point de comptage et à vérifier si besoin qu’il n’y a pas d’utilisation frauduleuse de l’installation ou de dysfonctionnement de comptage. p) Déplacement d’un agent assermenté (uniquement pour les GRD proposant cette prestation) : La prestation consiste au déplacement d’un agent assermenté pour constater une fraude avérée et/ou une atteinte aux ouvrages du GRD et établir, le cas échéant, un procès-verbal. Les frais de remise en état et/ou de remplacement des appareils endommagés, la main-d’œuvre associée et les redressements de facturation sont facturés par ailleurs. q) Duplicata : La prestation consiste à retransmettre un document, une donnée, un fichier déjà transmis ou mis à disposition (facture, fichier transmis sur le portail, données de consommation, certificat concernant le comptage, etc.). r) Déplacement sans intervention : La prestation est appliquée en cas de non-exécution d’une intervention programmée avec le client ou le fournisseur par le fait du client ou du fournisseur. s) Frais de dédit pour annulation tardive : La prestation est appliquée en cas d’annulation tardive d’une intervention, moins de deux jours ouvrés avant la date convenue, du fait du client ou du fournisseur. Pour une annulation plus de deux jours ouvrés avant la date convenue, aucun frais de dédit ne sera facturé. Si l’annulation intervient après [heure] [à renseigner] le jour ouvré qui précède l’intervention, c’est un « déplacement sans intervention » qui sera facturé. t) Supplément Urgence : Le supplément Urgence comprend la réalisation de la prestation demandée au plus tard un jour ouvré après réception de la demande, sous réserve de la disponibilité des équipes et de la faisabilité technique de la prestation. u) Supplément Express : Le supplément Express comprend la réalisation de la prestation demandée dans un délai inférieur au délai catalogue et supérieur à un jour ouvré, sous réserve de la disponibilité des équipes et de la faisabilité technique de la prestation. 2.2. Prestations à destination des clients disposant d’une fréquence de relève non semestrielle ou bénéficiant des options tarifaires T3, T4 ou TP a) Coupure à la demande du client : La prestation comprend la fermeture du robinet avec plombage de l’installation. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 Elle implique l’interruption de la livraison, mais pas le détachement contractuel. [Le GRD réalise cette prestation avec dépose de compteur/Le GRD réalise cette prestation sans dépose de compteur/Le GRD pourra procéder à son initiative à la dépose de compteur, non facturée au client. Si le client demande une dépose de compteur non prévue par le GRD, la prestation « dépose de compteur » s’applique.] [à choisir]. b) Dépose du compteur (pour les GRD ne procédant pas à la dépose systématique du compteur lors d’une coupure à la demande du client) : La prestation permet à un client qui souhaite interrompre la livraison de manière temporaire (ex : travaux) ou définitive de faire déposer son compteur. La prestation comprend la fermeture du robinet si l’installation était active, la dépose du compteur et, pour un poste de détente/comptage la pose de voiles. Elle implique l’interruption de livraison. c) Rétablissement à la suite d’une coupure à la demande du client : La prestation comprend le rétablissement de l’alimentation en gaz à la suite d’une coupure à la demande du client [sans/avec/avec ou sans repose des appareils.] [à choisir]. d) Changement de tarif d’acheminement et/ou de fréquence de relève : La prestation permet le changement d’option tarifaire d’acheminement ou de fréquence de relevé à la demande du fournisseur. Les fréquences de relevé possibles par option tarifaire sont décrites dans la prestation « relevé cyclique ». Le prix de la prestation ne comprend pas l’évolution ou le changement éventuel de matériel ni le surcoût lié à une fréquence de relevé supérieure à la fréquence standard. e) Relevé spécial pour changement de fournisseur : La prestation consiste en un relevé associé à un changement de fournisseur (cf. prestation « changement de fournisseur [hors déplacement] ») lorsque l’index ne peut pas être relevé à distance et qu’aucun index cyclique n’est disponible dans la période [- sept jours calendaires, + sept jours calendaires] par rapport à la date de changement demandée. Ce relevé permet de déterminer l’index de rattachement au contrat du nouveau fournisseur et donc de détachement du contrat de l’ancien fournisseur. L’index est mis à disposition des deux fournisseurs. f) Vérification de données de comptage sans déplacement : La prestation permet à un fournisseur d’exprimer un doute dans [un délai maximum défini par le GRD][à renseigner] sur un index publié (ou sur la consommation d’énergie associée) dans les cas suivants : – index relevé lors d’un relevé cyclique ; – index relevé lors d’un changement de fournisseur ; – index relevé lors d’une mise en service. Le fournisseur doit obligatoirement joindre un index autorelevé daté à l’appui de sa demande de vérification. Cet index doit différer d’au moins [50 m3/10 m3/autre volume déterminé par le GRD] [à choisir] de l’index mis en doute ; dans le cas contraire, le GRD clôt la demande et facture la prestation. Cette prestation permet également à un fournisseur d’exprimer un doute sur un index publié (ou sur la consommation d’énergie associée) dans les deux cas suivants : – index de dépose suite à une intervention de changement de compteur ; – index de pose suite à une intervention de changement de compteur. Le fournisseur doit obligatoirement joindre un index autorelevé daté si la contestation porte sur l’index de pose du nouveau compteur. Cette prestation n’est pas facturée si une anomalie est détectée. g) Vérification de données de comptage avec déplacement au motif d’un index contesté : La prestation permet à un fournisseur d’exprimer un doute dans [un délai maximum défini par le GRD][à renseigner] sur un index publié (ou sur la consommation d’énergie associée) dans les cas suivants : – index relevé lors d’un relevé cyclique ; – index relevé lors d’un changement de fournisseur ; – index relevé lors d’une mise en service. Le fournisseur doit obligatoirement joindre un index autorelevé daté à l‘appui de sa demande de vérification. Cet index doit différer d’au moins [50 m3/10 m3/autre volume déterminé par le GRD] [à choisir] de l’index mis en doute ; dans le cas contraire, le GRD clôt la demande et facture la prestation. Cette prestation n’est pas facturée si une anomalie est détectée. h) Vérification de données de comptage avec déplacement au motif d’un compteur défectueux : La prestation comprend le déplacement d’un agent et le contrôle visuel de fonctionnement de l’appareil de comptage. Elle n’est pas facturée si une anomalie est détectée. i) Contrôle en laboratoire d’un équipement de comptage : La prestation consiste au contrôle de l’étalonnage du compteur à la demande du fournisseur ou du client sous contrat direct de livraison par un laboratoire agréé. Compteur propriété du GRD : Le GRD dépose en présence du client le compteur à expertiser, le remplace par un autre compteur étalonné et se charge de l’expédition de l’appareil à expertiser au laboratoire. [Compteur en propriété client : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 Le GRD dépose en présence du client le compteur à expertiser, le remplace par un autre compteur étalonné (selon les dispositions prévues dans la prestation « mise à disposition d’un compteur provisoire ») et se charge de l’expédition de l’appareil à expertiser au laboratoire. Le compteur après l’expertise est retourné au GRD. S’il se révèle correct ou après remise en état, ce compteur est réinstallé chez le client concerné.] (pour les GRD ayant des clients finals raccordés propriétaires de leur équipement de comptage). j) Changement de compteur de gaz : La prestation comprend le changement de compteur sans modification de calibre et/ou du type de compteur. [Si le compteur à changer était propriété du client, un nouveau compteur est fourni par le GRD et loué au client.] [optionnel] Les adaptations éventuelles du poste de livraison seront facturées en supplément. Pour toute modification du branchement, le GRD facturera une prestation de « modification, suppression ou déplacement de branchement ». k) Etude technique : La prestation consiste en l’étude d’un nouveau raccordement ou d’une modification, suppression ou déplacement d’un branchement gaz existant. l) Réalisation de raccordement : Le raccordement est constitué par un branchement et, le cas échéant, une extension. Le branchement désigne l’ouvrage assurant la liaison entre la canalisation de distribution publique existante (ou l’extension envisagée de cette dernière) et la bride amont du poste (ou l’organe de coupure générale situé en limite de propriété). L’extension désigne la portion supplémentaire de canalisation de distribution publique à construire depuis sa localisation actuelle jusqu’au droit du branchement envisagé. Le raccordement est proposé sous réserve d’obtention des autorisations administratives. Sa conception et son exploitation répondent aux prescriptions techniques du GRD relatives au code de l’énergie et au décret no 2004-555 du 15 juin 2004. Il est soumis à la signature d’un contrat de raccordement du GRD ou à l’acceptation d’un devis. m) Modification, suppression ou déplacement de branchement : La prestation consiste en une intervention réalisée à la demande du client et sous réserve d’obtention des autorisations administratives. Le branchement désigne l’ouvrage assurant la liaison entre la canalisation de distribution publique existante et la bride amont du poste (ou l’organe de coupure générale situé en limite de propriété). n) Raccordement de l’installation d’un client sur une sortie d’impulsion : Acte effectué à la demande du fournisseur ou du client qui souhaite suivre en temps réel sa consommation de gaz. Le GRD raccorde l’installation du client sur la seconde prise d’impulsion du compteur. Du fait du positionnement du compteur dans la zone explosive, l’installation du client comporte obligatoirement un équipement de sécurité intrinsèque propre à ce type d’environnement. Le raccordement de l’équipement du client nécessite la fourniture préalable au GRD d’un certificat attestant la conformité de son installation à ces exigences. [Lorsque le client est propriétaire de son compteur et que ce dernier n’est pas muni de 2 prises d’impulsion une offre de location sera faite au client pour remplacer le compteur afin de le rendre compatible avec la prestation.] (pour les GRD ayant des clients finals raccordés propriétaires de leur équipement de comptage). Les données rendues disponibles par cet acte ont un caractère exclusivement indicatif. La responsabilité du GRD ne pourra être engagée pour les conséquences ou dommages pouvant résulter de l’accès à ces données ou de leur utilisation ou encore de l’impossibilité d’y accéder ou de les utiliser. o) Enquête (pour les GRD proposant cette prestation) : La prestation consiste à étudier la consommation du point de comptage et à vérifier si besoin qu’il n’y a pas d’utilisation frauduleuse de l’installation ou de dysfonctionnement de comptage. p) Déplacement d’un agent assermenté (uniquement pour les GRD proposant cette prestation) : La prestation consiste au déplacement d’un agent assermenté pour constater une fraude avérée et/ou une atteinte aux ouvrages du GRD et établir, le cas échéant, un procès-verbal. Les frais de remise en état et/ou de remplacement des appareils endommagés, la main-d’œuvre associée et les redressements de facturation sont facturés par ailleurs. q) Duplicata : La prestation consiste à retransmettre un document, une donnée, un fichier déjà transmis ou mis à disposition (facture, fichier transmis sur le portail, données de consommation, certificat concernant le comptage, etc.). r) Déplacement sans intervention : La prestation est appliquée en cas de non-exécution d’une intervention programmée avec le client ou le fournisseur par le fait du client ou du fournisseur. s) Frais de dédit pour annulation tardive : La prestation est appliquée en cas d’annulation tardive d’une intervention, moins de deux jours ouvrés avant la date convenue, du fait du client ou du fournisseur. Pour une annulation plus de deux jours ouvrés avant la date convenue, aucun frais de dédit ne sera facturé. Si l’annulation intervient après [heure] [à renseigner] le jour ouvré qui précède l’intervention, c’est un « déplacement sans intervention » qui sera facturé. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 t) Supplément Express : Le supplément Express comprend la réalisation de la prestation demandée dans un délai inférieur au délai catalogue et supérieur à un jour ouvré, sous réserve de la disponibilité des équipes et de la faisabilité technique de la prestation. 3. Prestations récurrentes ou prestations non facturées à l’acte, destinées aux clients 3.1. Prestations à destination des clients disposant d’une fréquence de relève semestrielle ou bénéficiant des options tarifaires T1 ou T2 a) Services liés à la livraison pour les clients en relevé semestriel : location de compteur/blocs de détente (pour les GRD proposant cette prestation) : Le forfait location, service de location du compteur avec ou sans le bloc de détente, comprend les prestations suivantes : – location du poste ou du seul dispositif local de mesurage, – maintien en conformité du poste ou du seul dispositif local de mesurage, – renouvellement du poste ou du dispositif local de mesurage en fin de vie, – changement de calibre (et éventuellement de technologie) du compteur et/ou du poste, nécessité par une modification substantielle et durable de la consommation du client. b) Mise à disposition d’un équipement de comptage provisoire (pour les GRD ayant des clients finals raccordés propriétaires de leur équipement de comptage) : Lorsqu’un équipement de comptage appartenant au client est indisponible (panne, VPe, contrôle en laboratoire...) et que le client est dans l’incapacité de fournir un matériel de substitution, le GRD fait ses meilleurs efforts pour lui mettre à disposition un équipement de comptage provisoire équivalent à l’équipement normal. En vue d’assurer la continuité du comptage, le client est tenu d’accepter cette substitution lorsqu’elle est possible. c) Fréquence de relevé supérieure à la fréquence standard : Le relevé du compteur est effectué par le GRD à une fréquence supérieure à la fréquence standard : fréquence mensuelle au lieu d’une fréquence semestrielle pour une option T2. 3.2. Prestations à destination des clients disposant d’une fréquence de relève non semestrielle ou bénéficiant des options tarifaires T3, T4 ou TP a) Services liés à la livraison pour les clients en relevé mensuel ou journalier : location du poste de livraison ou du dispositif local de mesurage (pour les GRD proposant cette prestation) Le forfait location, service de location du poste de livraison ou du dispositif local de mesurage, comprend les prestations suivantes : – location du poste ou du seul dispositif local de mesurage, – maintien en conformité du poste ou du seul dispositif local de mesurage, – renouvellement du poste ou du dispositif local de mesurage en fin de vie, – changement de calibre (et éventuellement de technologie) du compteur et/ou du poste, nécessité par une modification substantielle et durable de la consommation du client. b) Service de maintenance (pour les GRD ayant des clients finals raccordés propriétaires de leur équipement de comptage) : Le forfait maintenance, destiné aux clients propriétaires en tout ou partie de leur poste de livraison et proposé après diagnostic du poste, comprend notamment : – intervention de dépannage sur compteur ou autre machine de mesure ; – intervention de réparation sur compteur ou autre machine de mesure, y compris remplacement des pièces défectueuses et renouvellement partiel mais non compris renouvellement en fin de vie ; – diagnostic technique avec état des lieux à la souscription ; – dépose/repose du matériel défaillant ; – mise à disposition d’une machine de mesure de remplacement pendant la réparation ou la vérification périodique si matériel standard ; – mise à disposition d’un numéro d’accueil clientèle ; – inspection périodique des équipements et/ou révision périodique des équipements, suivant les périodicités définies par le GRD ; – contrôle de fonctionnement des vannes de sécurité ; – intervention de dépannage sur poste de détente, enregistreur, télérelevé ; – intervention de réparation sur poste de détente, enregistreur, télérelevé, y compris remplacement des pièces défectueuses et renouvellement partiel mais non compris renouvellement en fin de vie ; – prêt de tout ou partie des éléments d’un poste pendant les réparations. c) Mise à disposition d’un équipement de comptage provisoire (pour les GRD ayant des clients finals raccordés propriétaires de leur équipement de comptage) : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 38 sur 65 Lorsqu’un équipement de comptage appartenant au client est indisponible (panne, VPe, contrôle en laboratoire...) et que le client est dans l’incapacité de fournir un matériel de substitution, le GRD fait ses meilleurs efforts pour lui mettre à disposition un équipement de comptage provisoire équivalent à l’équipement normal. En vue d’assurer la continuité du comptage, le client est tenu d’accepter cette substitution lorsqu’elle est possible. d) Fréquence de relevé supérieure à la fréquence standard : La mesure des index et/ou le relevé du compteur sont effectués par le GRD à une fréquence supérieure à la fréquence standard : fréquence journalière (J/J ou de façon transitoire J/M) au lieu d’une fréquence mensuelle pour une option T3. e) Service de pression non standard (uniquement pour les clients disposant d’une fréquence de relève non semestrielle ou bénéficiant des options tarifaires T3, T4 ou TP) : Le service de pression non standard peut être souscrit seul ou en complément d’un service de location ou de maintenance. Le service de pression non standard permet au client de bénéficier en conditions normales d’exploitation, à la bride aval du poste de livraison (pour les clients qui ont souscrit un forfait location portant sur l’ensemble du poste de livraison) ou à la bride amont (pour les autres clients) d’une pression relative supérieure à la pression standard (1 bar pour un raccordement sur un réseau MPB ou PE 8 bar, 6 bar sur un réseau MPC hors PE 8 bar), si le réseau de distribution le permet. Elle est donc subordonnée à un accord du GRD. 4. Prestations spécifiques destinées aux GRD : service de pression non standard (à proposer par tous les GRD, à l’exception des GRD enclavés) Un GRD dont le réseau est raccordé à celui d’un autre GRD peut souscrire un service de pression non standard dont les conditions sont adaptées à la spécificité des GRD. Ce service lui permet de bénéficier en conditions normales d’exploitation, à l’interface entre les 2 GRD, d’une pression relative supérieure à la pression standard définie pour les GRD (1,8 bar pour un raccordement sur un réseau MPB ou PE 8 bar, 6 bar sur un réseau MPC hors PE 8 bar). . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Commission de régulation de l’énergie Délibération du 25 avril 2013 portant décision sur les tarifs péréqués d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des entreprises locales de distribution NOR : CRER1315967V Participaient à la séance : Olivier CHALLAN BELVAL, Hélène GASSIN, Jean-Pierre SOTURA, Michel THIOLLIÈRE, commissaires. Introduction Les tarifs péréqués actuels d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des entreprises locales de distribution (ELD), dits tarifs « ATRD3 » sont entrés en vigueur le 1er juillet 2009 pour une durée de quatre ans, en application de l’arrêté du 24 juin 2009 approuvant la proposition tarifaire de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) du 2 avril 2009. Cadre juridique Les articles L. 452-2 et L. 452-3 du code de l’énergie encadrent les compétences tarifaires de la CRE. En effet, l’article L. 452-2 du code de l’énergie prévoit que la CRE fixe les méthodologies utilisées pour établir les tarifs d’utilisation des réseaux de gaz naturel. L’article L. 452-3 du code de l’énergie dispose, quant à lui, que « La Commission de régulation de l’énergie délibère sur les évolutions tarifaires [...] avec, le cas échéant, les modifications de niveau et de structure des tarifs qu’elle estime justifiées au vu notamment de l’analyse de la comptabilité des opérateurs et de l’évolution prévisible des charges de fonctionnement et d’investissement. [...] La Commission de régulation de l’énergie transmet aux ministres chargés de l’énergie et de l’économie ses délibérations motivées relatives aux évolutions en niveau et en structure des tarifs d’utilisation des réseaux de transport, de distribution de gaz naturel et d’utilisation des installations de gaz naturel liquéfié, [...] ainsi que les règles tarifaires et leur date d’entrée en vigueur. Ces délibérations sont publiées au Journal officiel de la République française. » Conformément aux articles susmentionnés du code de l’énergie, la CRE définit neuf nouveaux tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel, dits « tarifs ATRD4 », pour les 22 ELD disposant d’un tarif péréqué sur leur zone de desserte, conçus pour s’appliquer pour une durée d’environ quatre ans à partir du 1er juillet 2013. Ces nouveaux tarifs se décomposent ainsi : – un tarif spécifique pour chacune des huit ELD ayant présenté des comptes dissociés ; – un tarif commun pour les quatorze ELD n’ayant pas présenté de comptes dissociés (1). (1) Cf. article 5 du décret no 2005-22 du 11 janvier 2005 relatif aux règles de tarification pour l’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel. Travaux tarifaires Pour établir ces tarifs et en application de l’article L. 452-3, alinéa 2, du code de l’énergie, la CRE a organisé deux consultations publiques : – une première consultation publique du 13 décembre 2012 au 14 janvier 2013 portant principalement sur le cadre de régulation, la structure des tarifs et les charges globales à couvrir présentées par les ELD pour les prochains tarifs ATRD4 ; – une seconde consultation publique du 15 février 2013 au 1er mars 2013 portant sur les niveaux et les trajectoires des tarifs envisagés par la CRE. La CRE a mené des analyses approfondies des charges prévisionnelles présentées par les ELD et a procédé, à deux reprises, à l’audition du SPEGNN (Syndicat professionnel des entreprises gazières non nationalisées). La CRE a commandé un audit des charges d’exploitation des huit ELD disposant d’un tarif spécifique sur les exercices 2009 à 2016 et une étude comparative de ces charges. Principales évolutions Sur la base de ces éléments, la CRE reconduit, en le faisant évoluer et en le complétant, le cadre existant de régulation incitant les opérateurs à améliorer leur efficacité, tant du point de vue de la maîtrise de leurs coûts, que de la qualité du service rendu aux utilisateurs de leurs réseaux : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 – une période tarifaire d’environ quatre ans, avec une trajectoire tarifaire fixée à l’avance et évoluant au 1er juillet de chaque année ; – un mécanisme de correction des écarts entre prévisions et réalisations pour certains postes de charges dont l’évolution est difficile à prévoir par les ELD ; – un mécanisme de suivi de la qualité de service, simplifié et orienté davantage vers la qualité du service rendu aux consommateurs finals ; – pour les deux plus grandes ELD disposant d’un tarif spécifique, l’introduction d’un mécanisme les incitant à maîtriser les coûts de leurs programmes d’investissement, hors investissements relatifs à la sécurité et à la cartographie, et, pour les six autres ELD, un suivi d’indicateurs quantitatifs relatifs à leurs dépenses d’investissement ; – l’introduction d’une clause de rendez-vous au bout de deux ans permettant d’ajuster, sous conditions, à la hausse ou à la baisse, les trajectoires de charges nettes d’exploitation des ELD sur les années 2015 et 2016. Ce cadre de régulation est très proche de celui défini pour GrDF dans son tarif ATRD4, entré en vigueur le 1er juillet 2012, en application de la délibération de la CRE du 28 février 2012. Il donne davantage de visibilité sur les trajectoires d’évolution des tarifs et contribue à réduire les risques supportés par les ELD. Les tarifs ATRD4 des ELD définis par la CRE prévoient les évolutions suivantes, exprimées en euros courants : ÉVOLUTION TARIFAIRE au 1er juillet 2013 ÉVOLUTION ANNUELLE DE LA GRILLE TARIFAIRE à compter du 1er juillet 2014 hors apurement du CRCP Régaz-Bordeaux Réseau GDS (Strasbourg) GEG (Grenoble) Vialis (Colmar) Gédia (Dreux) Caléo (Guebwiller) Gaz de Barr Veolia Eau (Huningue, Saint-Louis, Hégenheim, Village-Neuf) + 6,4 % + 12,7 % + 7,2 % + 8,1 % + 8,5 % + 13,2 % + 7,1 % – 24,9 % IPC (2) – 1,11 % IPC + 0,99 % IPC + 2,86 % IPC – 0,77 % IPC + 0,21 % IPC – 0,36 % IPC + 0,94 % IPC + 1,10 % (2) IPC : variation annuelle moyenne constatée sur l’année calendaire précédente de l’indice des prix à la consommation hors tabac, tel que calculé par l’INSEE pour l’ensemble des ménages France entière (référencé INSEE 641194). La présente délibération de la CRE conduit, pour une majorité des ELD, à une réduction de l’écart entre leurs tarifs et celui de GrDF : ÉCART AVEC LE TARIF DE GrDF EN VIGUEUR AU 1er juillet 2004 (tarifs ATRD1) 1er janvier 2006 (tarifs ATRD2) 1er juillet 2009 (tarifs ATRD3) 1er juillet 2013 (3) (tarifs ATRD4) Régaz-Bordeaux Réseau GDS GEG Vialis Gédia Caléo 42 % 36 % 44 % 29 % 50 % 24 % 23 % 32 % 39 % 23 % 48 % 12 % 24 % 30 % 26 % 21 % 34 % 3% 22 % 35 % 25 % 16 % 34 % 9% . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 ÉCART AVEC LE TARIF DE GrDF EN VIGUEUR AU 1er juillet 2004 (tarifs ATRD1) 1er janvier 2006 (tarifs ATRD2) 1er juillet 2009 (tarifs ATRD3) 1er juillet 2013 (3) (tarifs ATRD4) Gaz de Barr Veolia Eau 49 % 76 % 43 % 67 % 30 % 71 % 28 % 16 % (3) Hors apurement du CRCP de GrDF portant sur l’année 2012 et avec une hypothèse d’inflation pour 2012 de 1,9 %. Ces évolutions prennent en compte : – un coût moyen pondéré du capital fixé à 6 % réel avant impôts ; – des révisions des hypothèses retenues concernant certains postes de charges, par rapport à la demande des opérateurs. La CRE a pris en compte l’intégralité des demandes des ELD relatives aux dépenses de sécurité ainsi qu’aux investissements. Les évolutions des tarifs des ELD au 1er juillet 2013 sont dues principalement aux facteurs suivants : – la baisse des volumes de gaz acheminés et du nombre de clients raccordés liée, entre autres, aux efforts d’économie d’énergie et à la concurrence des autres énergies. Les coûts de réseau supportés par les ELD étant pour l’essentiel fixes, toute baisse des volumes distribués ou du nombre de clients raccordés se traduit par une hausse des tarifs ; – un renforcement des dépenses de sécurité imposé par la réglementation, notamment la nouvelle réglementation sur les travaux à proximité des ouvrages, dite plan « anti-endommagement » des réseaux ; – les évolutions réglementaires d’ordre social et fiscal entrées en vigueur en 2012 ; – l’évolution de l’inflation entre 2012 et 2013 ; – la révision du taux de rémunération des actifs et de certaines charges. Les trajectoires des charges nettes d’exploitation intègrent des efforts de productivité propres à chaque ELD, qui ont été définis en prenant en compte à la fois les trajectoires naturelles des charges nettes d’exploitation de chaque opérateur, les écarts de leurs tarifs respectifs avec celui de GrDF ainsi que des analyses sur le potentiel de productivité de chaque ELD. En contrepartie des efforts de productivité demandés aux opérateurs, ceux-ci conserveront la totalité des gains de productivité supplémentaires qui pourraient être réalisés. Le cadre de régulation applicable aux 14 ELD ne disposant pas de comptes dissociés est voisin de celui appliqué aux autres ELD. Le tarif commun augmente de + 1,6 % en euros courants au 1er juillet 2013 et évoluera chaque année à compter du 1er juillet 2014 d’un pourcentage de variation égal à « IPC + 0,26 % », hors apurement du CRCP. Ce tarif a été calculé en considérant les évolutions tarifaires de Gédia, Caléo et Gaz de Barr, ce dernier remplaçant Veolia Eau qui avait été pris en compte pour établir le précédent tarif ATRD3. Au 1er juillet 2013, le tarif commun est supérieur à celui de GrDF de 28 %. En ce qui concerne la structure des tarifs, les principes en vigueur sont maintenus, à l’exception de la facturation des clients ne disposant pas de compteur individuel, afin d’appliquer la recommandation no 2009-091 du Médiateur national de l’énergie (MNE) relative à la consommation de référence à considérer pour les forfaits annuels. Enfin, les règles tarifaires applicables aux gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) de rang 2 sont complétées des modalités de prise en charge des coûts associés au comptage à l’interface entre GRD amont et GRD aval, conformément aux travaux menés dans le cadre du Groupe de travail gaz (GTG). Le Conseil supérieur de l’énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision tarifaire, a rendu son avis le 16 avril 2013. SOMMAIRE MÉTHODOLOGIE A. Cadre de régulation 1. ELD disposant d’un tarif ATRD spécifique 1.1. Régulation incitative des charges d’exploitation et des coûts des programmes d’investissement a) Les charges d’exploitation b) Les coûts des programmes d’investissement 1.2. Compte de régularisation des charges et des produits (CRCP) 1.3. Clause de rendez-vous au bout de deux ans . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 1.4. Régulation incitative de la qualité de service 1.5. Cadre de régulation spécifique aux projets de comptage évolué des ELD 1.6. Synthèse 2. ELD disposant du tarif ATRD commun B. Niveaux des charges à couvrir 1. Charges d’exploitation 1.1. Clés de dissociation comptable des charges mutualisées 1.2. Evolutions des charges d’exploitation a) Dépenses liées au plan anti-endommagement des réseaux b) Evolutions des charges sociales et fiscales entrées en vigueur en 2012 c) Dépenses supplémentaires de promotion de l’usage du gaz et dépenses de communication d) Dépenses et recettes liées aux injections de biométhane e) Production immobilisée f) Autres postes de charges 1.3. Efforts de productivité et trajectoires prévisionnelles des charges nettes d’exploitation sur la période 2013-2016 2. Charges de capital normatives 2.1. Valeur et actualisation de la base d’actifs régulée (BAR) a) Valeur initiale de la BAR au 31 décembre 2002 b) Actualisation de la valeur de la BAR 2.2. Taux de rémunération de la BAR 2.3. Programmes d’investissement 3. Charges totales à couvrir 3.1. Charges nettes d’exploitation 3.2. Charges de capital normatives 3.3. Prise en compte du solde du CRCP des tarifs ATRD3 3.4. Partage des gains de productivité réalisés sur la période 2010-2012 3.5. Revenus autorisés pour l’année 2013 C. Hypothèses de quantités distribuées et de nombre de clients desservis 1. Trajectoires retenues pour les tarifs ATRD4 2. Incitation à l’atteinte des objectifs associés aux actions de promotion de l’usage du gaz D. Trajectoires des tarifs ATRD4 des ELD 1. ELD disposant d’un tarif ATRD spécifique 2. ELD disposant du tarif ATRD commun E. Structure des tarifs F. Règles tarifaires pour les GRD de rang 2 et les nouvelles concessions de gaz naturel 1. Traitement tarifaire des GRD de rang 2 2. Règles tarifaires applicables aux nouvelles concessions de gaz naturel TARIFS D’UTILISATION DES RÉSEAUX PUBLICS DE DISTRIBUTION DE GAZ NATUREL DES ENTREPRISES LOCALES DE DISTRIBUTION A. Définitions et principes généraux 1. Définitions 2. Facturation par point de livraison 3. Prestations couvertes par les tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des GRD 4. Structure et choix des options tarifaires 5. Mode de relève d’un point de livraison . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 6. Souscriptions mensuelles ou quotidiennes de capacité journalière 7. Pénalités pour dépassement de capacité journalière souscrite 8. Regroupement de points de livraison 9. Alimentation d’un point de livraison par plusieurs expéditeurs 10. Traitement tarifaire des GRD de rang 2 B. Tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Régaz-Bordeaux 1. Tarif péréqué de Régaz-Bordeaux applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 2. Tarif péréqué de Régaz-Bordeaux applicable à compter du 1er juillet 2014 3. Mécanisme d’incitation à la maîtrise des coûts des programmes d’investissement de RégazBordeaux hors investissements de sécurité et de cartographie 4. Mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz de Régaz-Bordeaux 5. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Régaz-Bordeaux C. Tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Réseau GDS 1. Tarif péréqué de Réseau GDS applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 2. Tarif péréqué de Réseau GDS applicable à compter du 1er juillet 2014 3. Mécanisme d’incitation à la maîtrise des coûts des programmes d’investissement de Réseau GDS hors investissements de sécurité et de cartographie 4. Mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz de Réseau GDS 5. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Réseau GDS D. Tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de GEG 1. Tarif péréqué de GEG applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 2. Tarif péréqué de GEG applicable à compter du 1er juillet 2014 3. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d’investissement de GEG hors investissements de sécurité et de cartographie 4. Mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz de GEG 5. Mécanisme de régulation de la qualité de service de GEG E. Tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Vialis 1. Tarif péréqué de Vialis applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 2. Tarif péréqué de Vialis applicable à compter du 1er juillet 2014 3. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d’investissement de Vialis hors investissements de sécurité et de cartographie 4. Mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz de Vialis 5. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Vialis F. Tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Gédia 1. Tarif péréqué de Gédia applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 2. Tarif péréqué de Gédia applicable à compter du 1er juillet 2014 3. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d’investissement de Gédia hors investissements de sécurité et de cartographie 4. Mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz de Gédia 5. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Gédia G. Tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Caléo 1. Tarif péréqué de Caléo applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 2. Tarif péréqué de Caléo applicable à compter du 1er juillet 2014 3. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d’investissement de Caléo hors investissements de sécurité et de cartographie . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 4. Mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz de Caléo 5. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Caléo H. Tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Gaz de Barr 1. Tarif péréqué de Gaz de Barr applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 2. Tarif péréqué de Gaz de Barr applicable à compter du 1er juillet 2014 3. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d’investissement de Gaz de Barr hors investissements de sécurité et de cartographie 4. Mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz de Gaz de Barr 5. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Gaz de Barr I. Tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Veolia Eau 1. Tarif péréqué de Veolia Eau applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 2. Tarif péréqué de Veolia Eau applicable à compter du 1er juillet 2014 3. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d’investissement de Veolia Eau hors investissements de sécurité et de cartographie 4. Mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz de Veolia Eau 5. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Veolia Eau J. Tarif commun d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des ELD ne présentant pas de comptes dissociés 1. Tarif péréqué commun applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 2. Tarif péréqué commun applicable à compter du 1er juillet 2014 K. Règles tarifaires applicables aux nouvelles concessions de distribution de gaz naturel MÉTHODOLOGIE Pour établir les tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel, la CRE établit dans une première étape un revenu autorisé prévisionnel pour chaque GRD. La CRE fixe également un cadre de régulation qui vise, d’une part, à limiter pour certains postes de charges ou de produits prédéfinis le risque financier des GRD et/ou des utilisateurs, via un compte de régularisation des charges et des produits (CRCP) et, d’autre part, à encourager les GRD à améliorer leur performance via la mise en place de mécanismes incitatifs. Le revenu autorisé prévisionnel de chaque GRD est ventilé entre les utilisateurs sous forme d’options tarifaires, composées de différents termes tarifaires, l’ensemble de ces termes constituant la « structure tarifaire ». La prise en compte de l’ensemble de ces éléments permet d’établir les tarifs à leur date d’entrée en vigueur ainsi que leurs modalités d’évolution annuelle. Définition du revenu autorisé prévisionnel La CRE définit le revenu autorisé prévisionnel des GRD présentant des comptes dissociés sur la période considérée sur la base de plans d’affaires (4) transmis par les opérateurs. Ce revenu autorisé prévisionnel se compose des charges de capital normatives et des charges nettes d’exploitation : RA␳ = CNE␳ + CCN␳ + A avec : – RA␳ : revenu autorisé prévisionnel sur la période ; – CNE␳ : charges nettes d’exploitation prévisionnelles sur la période ; – CCN␳ : charges de capital normatives prévisionnelles sur la période ; – A : solde du CRCP restant à apurer au titre de la période tarifaire passée. Les charges de capital normatives prévisionnelles comprennent la rémunération et l’amortissement de la base d’actifs régulés (BAR). La BAR est déterminée sur la base de la valeur nette réévaluée des actifs immobilisés, déduction faite des subventions et participations reçues de tiers. CCN␳= Amortissements prévisionnels + BAR prévisionnelle × CMPC La méthode retenue pour fixer le taux de rémunération des actifs est fondée sur le coût moyen pondéré du . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 capital (CMPC) à structure financière normative. Le niveau de rémunération des GRD doit, en effet, d’une part, leur permettre de financer les charges d’intérêt sur leur dette et, d’autre part, leur apporter une rentabilité des fonds propres comparable à celle qu’ils pourraient obtenir pour des investissements comportant des niveaux de risque comparables. Ce coût des fonds propres est estimé sur la base de la méthodologie dite du « modèle d’évaluation des actifs financiers » (MEDAF). Les charges nettes d’exploitation comprennent les charges nettes de fonctionnement (principalement composées des achats externes, des dépenses de personnel et des impôts et taxes) déduction faite des recettes extratarifaires (principalement composées des recettes liées aux prestations annexes contenues dans les catalogues de prestations des GRD). Le niveau des charges d’exploitation retenu est déterminé à partir de l’ensemble des coûts nécessaires à l’activité des GRD dans la mesure où, conformément à la loi, ces coûts correspondent à ceux de gestionnaires de réseaux efficaces. L’ensemble des données prévisionnelles communiquées par les opérateurs font l’objet d’une analyse détaillée et de révisions le cas échéant. En particulier, la CRE s’attache à retenir une trajectoire de charges d’exploitation intégrant des efforts de productivité. Pour les GRD ne présentant pas de comptes dissociés, un tarif commun est établi en considérant les évolutions tarifaires de trois entreprises locales de distribution disposant de comptes séparés et présentant des conditions d’activité similaires. (4) Dans le cas présent, les plans d’affaires des ELD étaient relatifs aux années 2013 à 2016. Cadre de régulation L’activité des GRD est encadrée par différents dispositifs qui constituent ce que l’on appelle le « cadre de régulation ». En premier lieu, les dispositions du cadre de régulation permettent d’adapter les revenus autorisés prévisionnels en fonction de l’inflation réalisée afin d’immuniser les opérateurs contre les risques liés à l’inflation qui pèsent sur leurs charges. En second lieu, les dispositions du cadre de régulation permettent de corriger, a posteriori, les revenus autorisés prévisionnels pour des postes prédéfinis éligibles au CRCP des écarts entre, d’une part, les charges ou recettes prévisionnelles et, d’autre part, celles réalisées. Par ailleurs, une clause de rendez-vous activable au bout de deux ans après l’entrée en vigueur des tarifs des GRD permet d’examiner les conséquences éventuelles des évolutions législatives, réglementaires ou des décisions juridictionnelles et quasi-juridictionnelles pouvant avoir des effets significatifs sur les charges d’exploitation des opérateurs sur les deux dernières années de leurs tarifs. Enfin, afin d’inciter les GRD à une gestion efficace de leurs réseaux, la CRE met en place des mécanismes incitatifs. Ces dispositions concernent différents domaines d’activité des opérateurs : la maîtrise des charges d’exploitation, la maîtrise des coûts des programmes d’investissement hors sécurité et cartographie, l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz et le maintien, voire l’amélioration, de la qualité du service rendu aux utilisateurs des réseaux. Certains de ces dispositifs s’accompagnent d’incitations financières (sous formes de bonus ou pénalités) qui, dans la plupart des cas, viennent majorer ou minorer en cours de période le revenu autorisé prévisionnel des GRD via l’apurement du CRCP. Ces dispositifs peuvent donner lieu dans le cas du suivi de la qualité de service à des compensations directes des utilisateurs par les GRD. A compter de leur année d’entrée en vigueur, les grilles tarifaires des GRD évoluent au 1er juillet de chaque année suivante, en appliquant au tarif en vigueur le pourcentage de variation suivant : Z = IPC – X + k avec : – Z : pourcentage de variation de la grille tarifaire au 1er juillet ; – IPC : variation annuelle moyenne constatée sur l’année calendaire précédente de l’indice des prix à la consommation hors tabac, tel que calculé par l’INSEE pour l’ensemble des ménages France entière ; – X : facteur d’évolution annuel de la grille tarifaire, en pourcentage, prenant en compte notamment un objectif de productivité relatif à la maîtrise des charges d’exploitation ; – k : évolution de la grille tarifaire, en pourcentage, provenant de l’apurement du solde du CRCP, compris entre – 2 % et + 2 %. Structure des tarifs La structure tarifaire est constituée de quatre options tarifaires principales : trois options T1, T2, T3 comprenant chacune un abonnement et un terme proportionnel aux quantités de gaz acheminées et une option T4 comprenant un abonnement, un terme proportionnel à la capacité journalière souscrite et un terme proportionnel aux quantités de gaz acheminées. Deux autres options tarifaires existent, un forfait pour les clients finals ne disposant pas de compteur individuel et un tarif, dit de proximité, pour les clients finals ayant la possibilité de se raccorder au réseau de transport. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 A. Cadre de régulation L’article L. 452-3 du code de l’énergie dispose que les délibérations de la CRE sur les tarifs d’utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel « [...] peuvent prévoir un encadrement pluriannuel de l’évolution des tarifs ainsi que des mesures incitatives appropriées à court ou long terme pour encourager les opérateurs à améliorer leurs performances liées, notamment, à la qualité du service rendu, [...] et à la recherche d’efforts de productivité. » Conformément aux dispositions de cet article, la présente délibération tarifaire prévoit la reconduction des principes du cadre de régulation en vigueur incitant les ELD à améliorer leur efficacité, tant du point de vue de la maîtrise des coûts que de la qualité du service rendu aux utilisateurs de leurs réseaux. Toutefois, le cadre existant évolue sur la base du retour d’expérience des tarifs en vigueur et des évolutions de cadre de régulation apportées au tarif ATRD4 de GrDF entré en vigueur le 1er juillet 2012. 1. ELD disposant d’un tarif ATRD spécifique Les huit ELD ayant présenté des comptes dissociés et disposant d’un tarif ATRD spécifique sont les suivantes : – Régaz-Bordeaux ; – Réseau GDS (Strasbourg) ; – GEG (Grenoble) ; – Vialis (Colmar) ; – Gédia (Dreux) ; – Caléo (Guebwiller) ; – Gaz de Barr ; – Veolia Eau (Huningue, Saint-Louis, Hégenheim, Village-Neuf). Le nouveau cadre de régulation pour ces huit ELD est fondé sur les principes suivants : – des tarifs pluriannuels conçus pour s’appliquer pour une durée d’environ quatre ans à compter du 1er juillet 2013, avec une évolution au 1er juillet de chaque année des grilles tarifaires selon des règles prédéfinies ; – un CRCP permettant de corriger, pour certains postes préalablement identifiés, les écarts entre les charges et les produits réels et les charges et les produits prévisionnels pris en compte pour établir les tarifs des ELD ; – une clause de rendez-vous au bout de deux ans d’application des tarifs, afin d’examiner les conséquences éventuelles des évolutions législatives, réglementaires ou des décisions juridictionnelles ou quasijuridictionnelles pouvant avoir des effets significatifs sur les charges d’exploitation des opérateurs sur les années 2015 et 2016 ; – une incitation à la maîtrise des coûts portant, d’une part, sur les charges d’exploitation des opérateurs et, d’autre part, uniquement pour Régaz-Bordeaux et Réseau GDS, sur les coûts des programmes d’investissement, hors investissements relatifs à la sécurité et à la cartographie ; – une incitation à l’amélioration de la qualité de service. Ce cadre de régulation donnera à l’ensemble des acteurs du marché une bonne visibilité sur l’évolution des tarifs des ELD entre 2013 et 2016. Il protège les ELD des risques auxquels elles sont exposées, liés à l’inflation et aux aléas climatiques influant sur les quantités de gaz distribuées, ainsi que des conséquences éventuelles d’évolutions réglementaires sur les deux dernières années de la période tarifaire. 1.1. Régulation incitative des charges d’exploitation et des coûts des programmes d’investissement En préparation des présents tarifs, la CRE a analysé les axes d’amélioration possibles du cadre de régulation, de façon à mieux inciter les ELD à la maîtrise de leurs coûts et à la bonne réalisation de leurs investissements, en cohérence avec les évolutions du cadre de régulation apportées au tarif ATRD4 de GrDF. a) Les charges d’exploitation Afin de conserver l’incitation à la maîtrise des charges d’exploitation introduite par les tarifs ATRD3 et la visibilité offerte au marché sur les évolutions tarifaires, le dispositif en vigueur est reconduit. Ainsi, les trajectoires des charges nettes d’exploitation des opérateurs sont définies sur la période 2013-2016. Elles correspondent à des évolutions annuelles de ces charges à partir des niveaux retenus pour 2013, selon l’inflation et des objectifs de productivité annuels adaptés aux nouvelles trajectoires de charges des ELD. Les gains de productivité supplémentaires qui pourraient être réalisés par les ELD au-delà des objectifs de productivité annuels seront conservés intégralement par les opérateurs, alors qu’ils n’étaient conservés qu’à hauteur de 40 % dans le cadre des tarifs ATRD3. De façon symétrique, les surcoûts éventuels seront intégralement supportés par les opérateurs. La CRE souhaite ainsi renforcer l’incitation pour les ELD à maîtriser leurs coûts. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 b) Les coûts des programmes d’investissement Pour la présente délibération tarifaire, la CRE a retenu l’intégralité des prévisions d’investissement des ELD. Par ailleurs, pour Régaz-Bordeaux et Réseau GDS, un mécanisme d’incitation à la maîtrise des coûts de leurs programmes d’investissement est introduit, afin d’assurer l’optimisation de la gestion et des coûts d’investissement sans compromettre la réalisation des ouvrages nécessaires pour le développement, l’exploitation et la sécurité de leurs réseaux. Ce mécanisme porte sur l’ensemble des investissements, en dehors de ceux liés à la sécurité et à la cartographie. Il s’applique tous les deux ans aux écarts entre la trajectoire prévisionnelle de dépenses d’investissement hors sécurité et cartographie retenue pour le tarif et les dépenses réelles de l’ELD. Il donne lieu tous les deux ans à une majoration ou à une diminution du montant des charges de capital calculées, respectivement en cas de diminution ou de dépassement des dépenses d’investissement réelles par rapport à la trajectoire prévisionnelle. Le montant de ces bonus ou pénalités est plafonné à 100 k€ en valeur absolue par période de deux ans et est pris en compte à travers le mécanisme de CRCP après l’analyse des évolutions des indicateurs quantitatifs définis ci-dessous. Des indicateurs quantitatifs de suivi de la réalisation des investissements sont mis en place pour contrôler que la maîtrise des coûts des programmes d’investissement par Régaz-Bordeaux et Réseau GDS ne se fait pas au détriment de la réalisation des investissements nécessaires et pour suivre et analyser les évolutions des coûts unitaires d’investissements. Ces indicateurs portent sur les domaines suivants : développement du réseau, branchements et vérifications périodiques d’étalonnage de compteurs. La CRE pourra, le cas échéant, décider d’un ajustement des trajectoires prévisionnelles de référence en cours de période tarifaire. Un tel ajustement permettrait, en particulier, de prendre en compte des évolutions réglementaires impliquant de nouveaux investissements conséquents ou une réévaluation de la trajectoire d’investissements si les dépenses d’investissement réelles se révèlent très inférieures aux prévisions. Pour les six autres ELD disposant d’un tarif spécifique, seuls des indicateurs quantitatifs de suivi de la réalisation des programmes d’investissements sont mis en place pour suivre et analyser les évolutions des coûts unitaires d’investissements des opérateurs. 1.2. Compte de régularisation des charges et des produits (CRCP) Les tarifs sont calculés à partir d’hypothèses de charges, de quantités de gaz acheminées et de nombre de consommateurs finals desservis, établies pour la période de validité des tarifs. Un mécanisme de correction a posteriori, le CRCP, a été introduit par les tarifs ATRD3 afin de prendre en compte les écarts entre les charges et les produits réellement constatés, et les charges et les produits prévisionnels sur des postes peu prévisibles par les ELD et préalablement identifiés. Le CRCP est alimenté à intervalles réguliers par tout ou partie des écarts de coûts ou de revenus constatés sur des postes prédéfinis. La présente délibération tarifaire fait évoluer les modalités d’apurement du solde de ce compte. Désormais, il s’opère annuellement au 1er juillet de chaque année de manière automatique par une diminution ou une augmentation des revenus à recouvrer par les tarifs, limitée à 2 % en valeur absolue. Afin d’assurer la neutralité financière de ce mécanisme, un taux d’intérêt s’applique au solde du compte. La CRE décide, en outre, de faire évoluer les postes de charges et de revenus couverts par ce mécanisme. Les postes du CRCP et leurs modalités de prise en compte sont définis ci-après : – les revenus perçus par les ELD sur les termes tarifaires proportionnels aux quantités de gaz acheminées sur les réseaux de distribution, couverts à 100 % ; – les charges de capital supportées par les ELD, couvertes à 100 %. Les hypothèses de charges de capital incluses dans les revenus à recouvrer par les tarifs à partir de 2014 seront corrigées de l’inflation réelle constatée lors de l’apurement du poste. En outre, ce poste prendra en compte les incitations financières générées par le mécanisme d’incitation à la maîtrise des coûts des programmes d’investissement mis en place pour Régaz-Bordeaux et Réseau GDS (cf. paragraphe précédent) ; – les pénalités perçues par les ELD pour les dépassements de capacités souscrites pour les clients bénéficiant des options T4 et TP, reversées à 100 %, de façon à assurer la neutralité financière du système de pénalités pour les opérateurs ; – les incitations financières générées par le mécanisme de régulation incitative de la qualité de service, pour tous les indicateurs concernés, hormis celui relatif au respect des rendez-vous client, afin de permettre le reversement aux utilisateurs des réseaux des pénalités en cas de non atteinte du niveau de qualité de service fixé, ou le versement aux ELD des bonus en cas de dépassement des objectifs ; – les revenus perçus par les ELD sur les prestations de leurs catalogues en cas d’évolution des prix des prestations en cours de période tarifaire différente de celle issue des formules d’indexation mentionnées dans les catalogues des prestations, couverts à 100 %. Le cas échéant, l’application du CRCP sera assortie de contrôles sur le caractère efficace et prudent des charges engagées. Ces contrôles pourront porter, en particulier, sur les investissements engagés par les ELD. En complément, les conséquences financières des audits conduits par la CRE seront prises en compte au CRCP. 1.3. Clause de rendez-vous au bout de deux ans La présente délibération tarifaire introduit une clause de rendez-vous activable au bout de deux ans après l’entrée en vigueur des présents tarifs, soit pour l’évolution des tarifs au 1er juillet 2015. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Cette clause de rendez-vous prévoit que les conséquences éventuelles de nouvelles dispositions législatives ou réglementaires ou d’une décision juridictionnelle ou quasi-juridictionnelle pourront être examinées si les niveaux des charges nettes d’exploitation retenues dans les tarifs des ELD se trouvaient modifiés d’au moins 1 %. Les trajectoires de charges nettes d’exploitation à couvrir par les tarifs ATRD4 pourront être revues par la CRE après cet examen. Les conséquences financières induites par ces évolutions exogènes ne seront prises en compte qu’au titre de la période postérieure à la mise en œuvre de cette clause de rendez-vous, sous réserve qu’elles correspondent à une gestion efficace des opérateurs. 1.4. Régulation incitative de la qualité de service Afin d’assurer le maintien et l’amélioration du niveau de qualité de service offert par les ELD, un mécanisme de régulation incitative de la qualité de service a été mis en place par les tarifs ATRD3, adapté à la taille et aux contraintes des opérateurs (nombre et nature des indicateurs, fréquence de publication, niveaux des objectifs et des incitations financières). La présente délibération tarifaire reconduit le mécanisme actuel de suivi de la qualité de service des ELD en procédant à des ajustements visant à la fois à une simplification du mécanisme et à une extension des incitations financières à des indicateurs concernant la qualité du service rendu aux consommateurs finals, en cohérence avec les orientations retenues dans le tarif ATRD4 de GrDF. Les ajustements reposent sur le retour d’expérience du mécanisme entré en vigueur le 1er juillet 2009 en application des tarifs ATRD3 et adapté au 1er juillet 2010. Ils prennent en compte la situation propre de chaque opérateur, les indicateurs déjà suivis actuellement et leurs contraintes respectives pour décliner ces ajustements et définir leur délai de mise en œuvre. Les ajustements du mécanisme de régulation incitative de la qualité de service retenus par la présente délibération sont les suivants : – la mise en place d’incitations financières pour certains indicateurs focalisés sur la qualité du service rendu aux consommateurs finals : – le taux de mises en service réalisées dans les délais demandés ou convenus ; – le taux de mises hors service réalisées dans les délais demandés ou convenus ; – le taux de relevés 6M (relevés semestriels) sur index réels (relevés ou autorelevés) ; – la suppression d’indicateurs ne faisant pas l’objet d’incitations financières qui ne sont plus pertinents ou sont redondants avec d’autres indicateurs : – les suivis des délais de réalisation et des taux de réalisation dans le délai catalogue des prestations de mise en service, de mise hors service et de raccordement ; – le montant des indemnisations ou pénalités générées par les indicateurs de suivi des délais de traitement des réclamations de fournisseurs ou de clients finals et par l’indicateur de suivi des rendez-vous non tenus du fait du GRD ; – le nombre de rendez-vous planifiés non respectés par les clients finals ; – les indicateurs relatifs à l’environnement (pour les GRD ne disposant pas d’une méthodologie satisfaisante permettant d’évaluer les émissions de gaz à effet de serre dans l’atmosphère) ; – l’élargissement à l’ensemble des ELD du suivi d’indicateurs portant sur la qualité des données de comptage : – le taux d’absence au relevé entre 1 et 3 fois et plus des clients à la relève semestrielle ; – le nombre de prestations de vérification de données de comptage aboutissant à une correction d’index ou le taux d’index ; – le taux de relevés 6M (relevés semestriels) sur index réels (relevés ou autorelevés) ; – le taux de publication des relèves JM (relevés journaliers), MM (relevés mensuels) et 6M (pour Réseau GDS) ; – l’introduction d’indicateurs relatifs au délai moyen de réalisation d’un changement de fournisseur et au taux de raccordements réalisés dans les délais convenus ; – la réévaluation/mise à jour des montants des incitations financières et des objectifs actuellement en vigueur sur la base des résultats atteints par les indicateurs dans le passé ; – l’élargissement du périmètre de suivi des indicateurs à la totalité des fournisseurs actifs sur les réseaux des ELD et des clients finals, pour les ELD dont le suivi est actuellement restreint, pour certains indicateurs, aux fournisseurs alternatifs ou aux clients en offre de marché ; – l’adaptation des fréquences de remontée des indicateurs en fonction de la taille des ELD : – une fréquence de remontée mensuelle : Régaz-Bordeaux et Réseau GDS ; – une fréquence de remontée trimestrielle : GEG et Vialis ; – une fréquence de remontée semestrielle : Gédia, Caléo, Gaz de Barr et Veolia Eau. La CRE pourra décider au cours de la période tarifaire des tarifs ATRD4 d’évolutions du dispositif de régulation de la qualité de service, sur la base d’un retour d’expérience suffisant, en particulier afin de procéder aux ajustements suivants : – la mise en œuvre de nouveaux indicateurs ou l’abandon d’indicateurs existants ; – la définition d’objectifs pour les indicateurs qui en sont dépourvus, à partir d’un historique suffisant ; – la mise en œuvre d’incitations financières (pénalités et/ou bonus) pour des indicateurs qui en sont dépourvus si cela s’avère nécessaire, et la réévaluation des incitations financières existantes. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 1.5. Cadre de régulation spécifique aux projets de comptage évolué des ELD Pour les ELD pour lesquelles des décisions de réalisation et de déploiement de systèmes de comptage évolué interviendraient pendant la période tarifaire à venir, la CRE prendra une délibération tarifaire complémentaire afin de prendre en compte les coûts et les gains prévisionnels des projets à compter de cette délibération et de définir le cadre de régulation spécifique aux projets de comptage évolué. Ce cadre de régulation incitera les ELD : – à maîtriser sur la durée les coûts d’investissements et les gains de fonctionnement attendus ; – à garantir le niveau de performance attendu du système global sur toute la chaîne de traitement des index ; – à respecter le planning de déploiement. 1.6. Synthèse La présente délibération tarifaire, applicable à compter du 1er juillet 2013, définit un tarif pour chacune des huit ELD présentant des comptes dissociés conçus pour s’appliquer pour une durée d’environ quatre ans. La grille tarifaire évolue le 1er juillet de chaque année, à compter du 1er juillet 2014, en appliquant au tarif en vigueur le pourcentage de variation suivant : Z = IPC – X + k avec : – IPC : variation annuelle moyenne constatée sur l’année calendaire précédente de l’indice des prix à la consommation hors tabac, tel que calculé par l’INSEE pour l’ensemble des ménages France entière (référencé INSEE 641194) ; – X : facteur d’évolution annuel sur la grille tarifaire, en pourcentage ; – k : évolution de la grille tarifaire, en pourcentage, provenant de l’apurement du solde du CRCP. Le terme k ne peut entraîner, à lui seul, une hausse ou une baisse de plus de 2 % de la grille tarifaire en vigueur. L’évolution annuelle des grilles tarifaires des ELD sera donc comprise entre (IPC – X – 2 %) et (IPC – X + 2 %). 2. ELD disposant du tarif ATRD commun Les ELD suivantes sont concernées : – Sorégies (département de la Vienne) ; – Energies Services Lannemezan ; – Energis - Régie de Saint-Avold ; – Gazélec de Péronne ; – Energies et Services de Seyssel ; – ESDB - Régie de Villard-Bonnot ; – Régie municipale gaz et électricité de Bonneville ; – Régie municipale gaz et électricité de Sallanches ; – Régie du syndicat électrique intercommunal du Pays chartrain ; – Energies Services Lavaur ; – Ene’o (Energies Services Occitans) - Régie de Carmaux ; – Régie municipale multiservices de La Réole ; – Gascogne Energies Services ; – Régies municipales d’électricité, de gaz, d’eau et d’assainissement de Bazas. La présente délibération tarifaire, applicable à compter du 1er juillet 2013, définit un tarif commun pour les ELD n’ayant pas présenté de comptes dissociés, conçu pour s’appliquer pour une durée d’environ quatre ans. L’article 5 du décret no 2005-22 du 11 janvier 2005 relatif aux règles de tarification pour l’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel dispose : « A titre transitoire, il est établi, pour l’utilisation des réseaux publics de distribution dont les gestionnaires n’ont pas établi les comptes séparés [...], un tarif commun calculé à partir de la moyenne des coûts de distribution de trois entreprises locales de distribution disposant de comptes séparés et présentant des conditions d’activité similaires. » Parmi les trois ELD considérées pour établir le tarif ATRD3 (5), la CRE décide de remplacer Veolia Eau par Gaz de Barr, dans la mesure où cette ELD est plus représentative de l’activité des ELD ne présentant pas de comptes dissociés. En effet, cette ELD assure aussi la distribution d’électricité à l’instar des ELD disposant du tarif commun, alors que Veolia Eau est un GRD de gaz naturel mono-énergie. La grille tarifaire des ELD disposant du tarif commun évolue le 1er juillet de chaque année, à compter du er 1 juillet 2014, en appliquant au tarif en vigueur le pourcentage de variation suivant : Z = IPC – X + k avec : – IPC : variation annuelle moyenne constatée sur l’année calendaire précédente de l’indice des prix à la consommation hors tabac, tel que calculé par l’INSEE pour l’ensemble des ménages France entière (référencé INSEE 641194) ; . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 – X : moyenne arithmétique des facteurs d’évolution annuels sur les grilles tarifaires de Gédia, Caléo et Gaz de Barr, en pourcentage ; – k : moyenne arithmétique des évolutions des grilles tarifaires de Gédia, Caléo et Gaz de Barr, provenant de l’apurement du solde du CRCP, en pourcentage. La présente délibération tarifaire reconduit le mécanisme actuel simplifié de suivi de la qualité de service pour ces ELD en supprimant l’indicateur suivant le montant des indemnisations versées à la suite de réclamations pour rendez-vous non tenus du fait du GRD. Ce mécanisme est constitué d’un seul indicateur, faisant l’objet d’une incitation financière : le nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD. (5) Gédia, Caléo, Veolia Eau. B. Niveaux des charges à couvrir 1. Charges d’exploitation L’article L. 452-1 du code de l’énergie dispose que « les tarifs d’utilisation des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel et des installations de gaz naturel liquéfié, [...], sont établis de manière transparente et non discriminatoire afin de couvrir l’ensemble des coûts supportés par ces gestionnaires, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau ou d’installations efficace. [...]. Figurent notamment parmi ces coûts les dépenses d’exploitation, de recherche et de développement nécessaires à la sécurité du réseau et à la maîtrise de la qualité du gaz naturel injecté ou soutiré ainsi que la partie du coût des extensions de réseaux restant à la charge des distributeurs. » Conformément aux dispositions de cet article du code de l’énergie, les charges d’exploitation à couvrir ont été déterminées par la CRE à partir de l’ensemble des charges nécessaires au fonctionnement des réseaux de distribution, telles qu’elles lui ont été communiquées par les ELD et telles qu’elles apparaissent dans la comptabilité des opérateurs. Pour fixer le niveau de ces charges, la CRE s’est fondée notamment : – sur les données issues des comptes des huit ELD disposant d’un tarif spécifique pour les années 2009, 2010 et 2011 ; – sur les hypothèses d’évolution des dépenses pour les années 2012 à 2016 communiquées par les ELD ; – sur les résultats d’un audit des charges d’exploitation de ces huit ELD pour les exercices 2009 à 2016 et d’une étude comparative de ces charges. La CRE a analysé en détail l’ensemble des postes de charges présentés par les ELD pour la période 2013-2016 pour s’assurer qu’ils correspondent à ceux d’opérateurs efficaces. Elle a pris en compte l’intégralité des demandes des ELD en ce qui concerne les charges de sécurité, les analyses ayant montré que ces coûts correspondent à ceux de gestionnaires de réseaux efficaces. Elle a procédé à des révisions des hypothèses retenues sur certains autres postes. 1.1. Clés de dissociation comptable des charges mutualisées Dans sa délibération du 7 février 2007, la CRE a approuvé les principes de dissociation comptable applicables aux ELD exerçant une ou plusieurs activités dans le domaine du gaz naturel. Dans le cadre de l’élaboration des tarifs ATRD4, les ELD concernées ont établi leurs trajectoires de charges prévisionnelles d’exploitation sur la base de ces principes de dissociation. La CRE s’est attachée à contrôler le respect et la correcte application de ces principes. En particulier, elle s’est appliquée à contrôler le respect du principe d’imputation directe des charges à l’activité concernée et, lorsque l’imputation directe n’est pas possible, à l’application de clés de répartition documentées et reflétant le meilleur inducteur possible pour affecter les coûts aux différentes activités. Concernant l’imputation des charges des services « support » (direction générale, direction financière, direction des ressources humaines, direction des systèmes d’information, etc.), les analyses de la CRE ont permis d’identifier que certaines clés étaient insuffisamment justifiées dans la dissociation de Régaz-Bordeaux, Vialis, Gédia, Caléo et Gaz de Barr. La CRE a, par conséquent, revu ces clés et révisé le niveau des charges communes à imputer à l’activité de distribution de gaz naturel pour ces ELD. Les ajustements conduisent à une révision à la baisse des trajectoires de charges prévisionnelles présentées par les ELD concernées des montants suivants : EN k€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Régaz-Bordeaux Vialis – 172 – 177 – 177 – 185 – 183 – 192 – 190 – 200 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 EN k€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Gédia Caléo Gaz de Barr – 18 – 27 – 30 – 18 – 27 – 31 – 19 – 27 – 31 – 19 – 27 – 33 1.2. Evolutions des charges d’exploitation Les principales évolutions de périmètre des charges d’exploitation, à couvrir par les tarifs des huit ELD disposant d’un tarif spécifique, ainsi que les principales révisions des demandes des opérateurs décidées par la CRE, concernent les postes décrits ci-dessous. a) Dépenses liées au plan anti-endommagement des réseaux. A la suite des accidents de Bondy en 2007 et de Lyon en 2008, une réforme a été engagée par les pouvoirs publics afin de renforcer la sécurité des chantiers à proximité des réseaux de gaz. La nouvelle réglementation sur les travaux à proximité des ouvrages, ou plan « anti-endommagement » des réseaux, a pour finalité de réduire le nombre et les conséquences des accidents pouvant survenir à l’occasion des travaux en sous-sol par : – la mise en place d’un guichet unique permettant à chaque déclarant de travaux (via les DT-DICT [6]) de connaître les opérateurs de réseaux concernés par un chantier ; – le renforcement des mesures de sécurité des travaux à proximité des réseaux notamment avec l’amélioration de la cartographie des réseaux, le renforcement en matière de sécurité des compétences du personnel des entreprises de travaux et la clarification des responsabilités entre maître d’ouvrage, entreprises de travaux et exploitants des réseaux ; – la mise en œuvre de nouvelles règles d’intervention après endommagement d’un ouvrage, renforçant la synergie entre les opérateurs de réseaux et les services de secours. La CRE considère que les nouveaux coûts présentés par les ELD liés à la mise en œuvre du plan « antiendommagement » répondent à une évolution réelle de la réglementation qui s’impose à des gestionnaires de réseaux de distribution efficaces et retient donc l’intégralité des demandes des ELD. (6) Déclaration de projet de travaux - Déclaration d’intention de commencement de travaux. b) Evolutions des charges sociales et fiscales entrées en vigueur en 2012. Les évolutions d’ordre social et fiscal intervenues au cours de la période tarifaire ATRD3 génèrent des surcoûts significatifs dès l’année 2012 pour les ELD, découlant d’une augmentation de taxes, de charges sociales et des impôts qu’elles supportent. Les principales évolutions d’ordre social sont les suivantes : – l’augmentation de taux des cotisations maladie et l’élargissement de leur assiette de calcul ; – l’élargissement de l’assiette de calcul du Fond national d’aides au logement (FNAL) ; – le passage du taux de Régime supplémentaire de retraite (RSR) de 1 à 2 % au 1er janvier 2012. La seule évolution d’ordre fiscal relève de la mise place de la contribution économique territoriale (CET), qui génère globalement une hausse des impôts des ELD. La CRE a pris en compte les prévisions des ELD intégrant ces évolutions. c) Dépenses supplémentaires de promotion de l’usage du gaz et dépenses de communication. La plupart des tarifs ATRD3 des ELD prévoyaient la couverture de dépenses liées à la densification de leur réseau (dépenses dites de « promotion de l’usage du gaz »), à hauteur du niveau accepté pour GrDF dans son tarif ATRD3, soit 2 % des charges nettes d’exploitation. Ces actions (aides financières au développement destinées aux promoteurs et constructeurs de maisons individuelles, actions d’animation de la filière gaz, recherche et développement), en favorisant l’acquisition de nouveaux clients sur les réseaux de distribution existants, et dans la mesure où l’essentiel des coûts supportés par les ELD sont des coûts fixes, contribuent à diminuer le coût moyen d’acheminement pour l’ensemble des consommateurs. Les budgets couverts par les tarifs ATRD3 ont été entièrement dépensés pour la majorité des ELD, voire même dépassés pour certaines d’entre elles. Toutes les ELD demandent le maintien de la couverture par leur prochain tarif ATRD4 des dépenses de densification de leur réseau, dont la plupart sont en hausse par rapport au niveau couvert dans les tarifs ATRD3. Elles demandent, en outre, la couverture de dépenses de communication plus générale (publicité, mécénat, sécurité, marketing, etc.), dont certaines peuvent relever de la promotion de l’usage du gaz. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 La CRE a analysé en détail les demandes des ELD liées aux actions de promotion de l’usage du gaz naturel au regard, d’une part, des trajectoires prévisionnelles de nombre de clients raccordés et de quantités de gaz acheminées sur la période 2013-2016 communiquées par les opérateurs et, d’autre part, du bilan des actions menées sur la période tarifaire actuelle. Dans le cadre de la première consultation publique sur les tarifs ATRD4 des ELD menée par la CRE fin 2012-début 2013, une majorité de fournisseurs se sont prononcés en faveur d’une poursuite de ces actions par les ELD, sous réserve qu’un suivi plus précis des actions ainsi qu’un mécanisme incitant les opérateurs à atteindre les objectifs attendus de ces actions soient mis en place. La plupart des ELD dont l’activité de GRD n’est pas séparée juridiquement de l’activité de fourniture ont des difficultés à clairement identifier les dépenses liées aux actions de promotion de l’usage du gaz de celles relevant d’une communication plus générale qui pourrait bénéficier à leur activité de fourniture. Par ailleurs, la CRE estime que les actions de communication engagées par GrDF dans le cadre de la promotion de l’usage du gaz bénéficieront à l’ensemble des ELD. En conséquence, la présente délibération tarifaire prévoit le maintien du principe de couverture de dépenses en faveur de la densification des réseaux introduit dans les tarifs ATRD3 ainsi que la couverture des dépenses de communication générale selon les modalités suivantes : – pour les ELD dont l’activité de distribution est séparée juridiquement de l’activité de fourniture (RégazBordeaux, Réseau GDS et Veolia Eau) : couverture des dépenses liées à la promotion de l’usage du gaz (y compris la communication liée à la promotion de l’usage du gaz) dans la limite du niveau accepté pour GrDF dans son tarif ATRD4, soit 3 % de ses charges nettes d’exploitation, et couverture de la totalité des dépenses de communication générale (hors communication liée à la promotion de l’usage du gaz) ; – pour les cinq autres ELD : couverture des dépenses totales liées à la promotion de l’usage du gaz et de communication générale dans la limite de 3,5 % de leurs charges nettes d’exploitation (3 % au titre des actions de promotion de l’usage du gaz et 0,5 % au titre des actions de communication générale) correspondant à la moyenne constatée pour ces ELD. Conformément à ces principes, la CRE a réévalué, sur l’ensemble de la période tarifaire, les trajectoires de charges relatives à la promotion de l’usage du gaz et à la communication pour Réseau GDS et Caléo des montants suivants : EN k€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Réseau GDS Caléo – 251 – 13 – 255 – 14 – 208 – 14 – 212 – 14 La prise en compte de ces dépenses est assortie de la mise en place d’un mécanisme de régulation incitant les huit ELD disposant d’un tarif spécifique à atteindre les résultats attendus des actions de promotion de l’usage du gaz qu’elles engageront (cf. paragraphe C.2). Les ELD présenteront aux acteurs de marché, dans le cadre du GTG, l’état d’avancement des plans d’actions mis en œuvre dans ce domaine, ainsi que le bilan des actions qui auront été menées. d) Dépenses et recettes liées aux injections de biométhane. L’exposé des motifs de la proposition tarifaire de la CRE du 2 avril 2009 relative à l’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel prévoyait que « Les gestionnaires de réseaux de distribution pourront proposer à titre expérimental et transitoire la mise en place d’une prestation technique d’injection. La CRE proposera ultérieurement un dispositif tarifaire pour l’injection de biogaz sur les réseaux de distribution, prenant en compte les conclusions du groupe de travail évoqué ci-dessus, lorsqu’elles seront connues ». A ce stade, aucun projet d’injection de biométhane n’a encore vu le jour sur les réseaux des ELD. Sur la période tarifaire à venir, Réseau GDS est la seule ELD à avoir intégré dans sa demande tarifaire des investissements liés à des projets d’injection de biométhane. L’opérateur considère que deux projets devraient aboutir d’ici à 2016, l’investissement nécessaire à la mise en place des deux postes d’injection s’élevant en 2014 à 592 k€ en euros courants. Le montant des recettes prévisionnelles de location pour chaque poste d’injection pour Réseau GDS est estimé par l’opérateur à 70 k€ par an à compter de 2014. La CRE intégrera dans le catalogue de prestations de Réseau GDS des prestations relatives aux projets d’injection de biométhane sur son réseau. La CRE vérifiera que les prix de ces prestations correspondent aux coûts liés aux injections de biométhane, de façon à garantir la neutralité pour le tarif. e) Production immobilisée. Les ressources internes des ELD affectées aux investissements concernent principalement une part maind’œuvre ainsi que les achats de matériel. Sur la période 2013-2016, les trajectoires prévisionnelles de production immobilisée des ELD résultent, d’une part, de leurs programmes d’investissement prévisionnel et, d’autre part, des hypothèses de taux d’affectation du personnel de chaque ELD à ses investissements. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 La CRE a constaté que les hypothèses de production immobilisée proposées par certaines ELD pour la période 2013-2016 n’étaient pas cohérentes avec les niveaux d’affectation des charges de personnel aux investissements constatés sur la période ATRD3. Pour ces ELD, la CRE a révisé en conséquence les hypothèses de production immobilisée prises en compte dans la trajectoire des charges nettes d’exploitation sur la période 2013-2016. Les montants des ajustements retenus par la CRE sont les suivantes : EN k€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Réseau GDS GEG Gédia Caléo – 77 – 45 – 146 – 14 – 78 0 – 152 – 16 – 80 0 – 158 – 16 – 81 0 – 165 – 17 f) Autres postes de charges. A la suite de l’audit externe des charges d’exploitation des ELD et des analyses menées par la CRE, certains postes (notamment les postes « Achats stockés », « Achats de matériel et équipements et achats de matières non stockées », « Prestations externes », « Recettes extratarifaires », « Redevances » et « Travaux pour tiers ») ont été revus à la baisse à hauteur des montants suivants : EN k€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Régaz-Bordeaux Réseau GDS GEG Vialis Gédia Caléo Gaz de Barr Veolia Eau – 1 438 – 1 571 + 625 – 200 – 112 – 511 – 49 +5 – 1 522 – 1 603 + 846 – 80 – 113 – 485 – 117 + 13 – 1 557 – 1 372 + 887 + 43 – 117 – 487 – 49 + 13 – 1 597 – 1 215 + 928 +175 – 118 – 478 – 118 +14 1.3. Efforts de productivité et trajectoires prévisionnelles des charges nettes d’exploitation sur la période 2013-2016 L’article L. 452-3 du code de l’énergie énonce que les délibérations de la CRE sur les tarifs d’utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel « [...] peuvent prévoir un encadrement pluriannuel de l’évolution des tarifs ainsi que des mesures incitatives appropriées à court ou long terme pour encourager les opérateurs à améliorer leurs performances liées, notamment, [...] à la recherche d’efforts de productivité. » La CRE a analysé en détail les trajectoires d’évolution des charges d’exploitation des ELD, en s’appuyant notamment sur les résultats d’une étude comparative de ces charges confiée à un consultant externe. La CRE a décidé de réviser ces trajectoires en incluant un effort de productivité supplémentaire pour chaque ELD. Pour définir ces efforts de productivité, la CRE s’est appuyée sur : – l’analyse sur la période du tarif ATRD3 des écarts pour chaque ELD entre la trajectoire des charges d’exploitation constatée et celle prévue par le tarif ; – l’analyse sur la période du tarif ATRD4 des trajectoires demandées par les ELD et des éléments justificatifs fournis ; – une étude comparative des charges d’exploitation des ELD analysant la position respective de chaque ELD en fonction de plusieurs inducteurs de coûts : volumes de gaz acheminés, nombre de kilomètres de réseaux exploités et nombre de clients desservis ; . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 – l’écart actuel entre le tarif de chaque ELD avec celui de GrDF, et son évolution compte tenu des demandes des ELD sur la période 2013-2016 et des ajustements décidés par la CRE ; – la prise en compte, le cas échéant, des spécificités propres à chacune des ELD. Sur la base de ces éléments, les efforts de productivité décidés par la CRE conduisent, pour la période 2014-2016, à des évolutions annuelles proches de l’inflation des charges nettes d’exploitation des ELD, à partir des niveaux retenus pour l’année 2013 : EN k€ COURANTS CHARGES NETTES D’EXPLOITATION (CNE) RETENUES POUR LES TARIFS ATRD4 2013 2014 2015 2016 Régaz-Bordeaux Réseau GDS GEG Vialis Gédia Caléo Gaz de Barr Veolia Eau 28 723 22 645 6 906 4 249 2 417 1 497 2 523 1 509 IPC – 0,07 % IPC – 0,08 % IPC + 1,34 % IPC – 0,35 % IPC – 0,61 % IPC + 0,27 % IPC + 1,69 % IPC – 0,06 % Les ELD conserveront la totalité des gains de productivité supplémentaires qui pourraient être réalisés, au lieu de 40 % dans les tarifs ATRD3 (cf. paragraphe A.1.1.a). Ces trajectoires représentent une réduction cumulée des charges nettes d’exploitation des ELD par rapport à leurs demandes sur la période 2013-2016 comprises entre 0 % et 2,6 % : RÉDUCTION CUMULÉE DES CNE SUR LA PÉRIODE 2013-2016 par rapport à la demande des ELD Régaz-Bordeaux Réseau GDF GEG Vialis Gédia Caléo Gaz de Barr Véolia Eau – 1,6 % – 2,6 % – 1,8 % – 0,8 % – 1,9 % – 0,0 % – 1,1 % – 1,3 % 2. Charges de capital normatives Les charges de capital normatives comprennent une part d’amortissement et une part de rémunération financière du capital immobilisé. Le calcul de ces deux composantes est établi à partir de la valorisation et de l’évolution des actifs exploités par les ELD : la base d’actifs régulés (BAR). Pour la présente délibération tarifaire, la CRE a retenu l’intégralité des prévisions d’investissement des ELD. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Elle a reconduit les principes de calcul des charges de capital adoptés lors des exercices tarifaires précédents. La CRE a toutefois réexaminé les différents paramètres intervenant dans le calcul du coût moyen pondéré du capital (CMPC) de l’activité de distribution de gaz naturel intervenant dans le calcul de la rémunération financière. Compte tenu de la similarité des activités de distribution de gaz naturel entre les ELD et GrDF et de l’absence de changement substantiel des différents paramètres constitutifs du CMPC à la suite de la mise à jour des fourchettes de valeur, la CRE a décidé de retenir un coût moyen pondéré du capital de 6 % (réel avant impôts), qui est le taux retenu pour la définition du tarif ATRD4 de GrDF entré en vigueur le 1er juillet 2012. Ce taux permet d’assurer l’homogénéité du cadre de régulation entre GrDF et les ELD. 2.1. Valeur et actualisation de la base d’actifs régulée (BAR) La valorisation des capitaux exploités par les opérateurs pour réaliser le service de distribution de gaz naturel prend en compte les actifs historiques et les prévisions d’investissement transmises par les opérateurs. Le traitement des actifs pour la définition de la BAR est différent selon qu’ils ont été mis en service avant le 1er janvier 2003 ou à partir de cette date. a) Valeur initiale de la BAR au 31 décembre 2002 : Les actifs mis en service avant le 31 décembre 2002 sont valorisés à travers l’indexation des coûts historiques sur l’inflation, selon la méthode suivante : – les valeurs brutes historiques des actifs sont retraitées des écarts de réévaluation autorisés en 1976, des subventions reçues au titre de la réalisation de ces investissements et des participations reçues des bénéficiaires de ces investissements ; – ces valeurs brutes retraitées sont réévaluées au 31 décembre 2002 par application de l’indice des prix « PIB marchand » ; – ces valeurs brutes réévaluées sont ensuite amorties linéairement sur la base de la durée de vie économique des différentes catégories d’actifs (voir tableau ci-dessous). Les actifs sont réputés mis en service au 1er juillet de l’année. CATÉGORIE D’ACTIF DURÉE DE VIE NORMATIVE EN ANNÉE Conduites et branchements Postes de détente Compression/comptage Autres installations techniques Construction 50 40 20 10 30 Certaines catégories d’actifs font l’objet d’un traitement particulier : – les véhicules, aménagements, matériels de micro-informatique, petits équipements etc., sont pris en compte sur la base de leur valeur nette comptable ; – les terrains sur la base de leur valeur historique réévaluée non amortie. b) Actualisation de la valeur de la BAR : Les actifs mis en service entre le 1er janvier 2003 et le 31 décembre 2012 sont intégrés dans la BAR à leur valeur brute. Les investissements prévus à partir du 1er janvier 2013 sont pris en compte à leur valeur brute prévisionnelle telle que communiquée par les opérateurs. Pour les ELD qui arrêtent leurs comptes en fonction de l’année gazière, ces dates sont respectivement le 30 septembre 2012 et le 1er octobre 2012. Pour tous les actifs, les montants financés par les tiers sont traités de la même façon qu’en comptabilité : – lorsque les participations de tiers sont comptabilisées au passif par un opérateur, en contrepartie de la valeur des ouvrages enregistrée à l’actif, elles viennent en diminution des valeurs d’actifs intégrées dans la BAR ; – lorsque les participations de tiers sont comptabilisées par un opérateur en produits d’exploitation, les actifs sont intégrés dans la BAR à leur valeur totale et le montant des participations de tiers vient en diminution des charges d’exploitation à couvrir par le tarif. La date conventionnelle d’entrée des actifs dans l’inventaire a été fixée au 1er juillet de chaque année et la date de sortie des actifs au 30 juin (respectivement 1er avril et 31 mars pour les opérateurs en clôture décalée). Seuls les actifs en service sont intégrés dans la BAR. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Une fois intégrée dans la BAR, la valeur des actifs est actualisée selon la méthode suivante : – les actifs sont réévalués au 1er janvier de chaque année de l’inflation sur la période de juillet à juillet. (respectivement sur la période d’avril à avril pour les opérateurs en clôture décalée). L’indice de réévaluation utilisé est l’indice INSEE 641194 des prix à la consommation hors tabac pour la France entière ; – les actifs sont amortis linéairement sur la base de leur durée de vie économique. Les durées de vie pour l’amortissement des actifs après le 31 décembre 2002 sont identiques à celles utilisées pour la revalorisation des actifs mis en service avant cette date, à l’exception des canalisations et branchements pour lesquels une durée de vie de 45 ans est retenue, afin de tenir compte de l’incertitude sur la durée de vie des canalisations en polyéthylène, pour lesquelles le retour d’expérience est limité. Les actifs mis au rebut avant la fin de leur durée de vie économique sortent de la BAR et ne donnent lieu ni à amortissement ni à rémunération. Les montants prévisionnels de la BAR des ELD, calculés à partir des données (7) transmises par ces dernières, à l’exception de GEG pour laquelle un ajustement a été effectué pour mettre en cohérence la répartition des actifs avec le tarif précédent, sont les suivants : VALEUR DE LA BAR EN DÉBUT D’EXERCICE EN M€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Régaz-Bordeaux (*) Réseau GDS (*) GEG Vialis Gédia Caléo Gaz de Barr (*) Veolia Eau 262,33 233,27 32,15 52,01 25,18 16,96 27,70 12,32 264,48 235,98 33,75 52,98 25,14 17,23 28,16 12,39 265,32 238,69 33,73 53,61 25,08 17,38 29,83 12,47 267,21 240,06 33,50 54,36 24,97 17,54 30,38 12,62 (*) Pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr : valeur de la BAR au 1er octobre de l’année N – 1, compte tenu de la clôture des comptes de ces ELD au 30 septembre de chaque année. Pour les autres ELD : valeur de la BAR au 1er janvier de l’année N. (7) Réalisées 2009 à 2011 et estimées 2012. 2.2. Taux de rémunération de la BAR La méthode retenue pour évaluer le taux de rémunération des actifs est fondée sur le CMPC, à structure financière normative. Le niveau de rémunération de l’opérateur doit, en effet, d’une part, lui permettre de financer les charges d’intérêt sur sa dette et, d’autre part, lui apporter une rentabilité des fonds propres comparable à celle qu’il pourrait obtenir, par ailleurs, pour des investissements comportant des niveaux de risque comparables. Ce coût des fonds propres est estimé sur la base de la méthodologie dite du « modèle d’évaluation des actifs financiers » (MEDAF). Comme pour chaque délibération tarifaire, la CRE a réexaminé les différents paramètres intervenant dans le calcul du CMPC. Pour l’élaboration du tarif ATRD4 de GrDF, elle a par ailleurs fait réaliser une étude par un prestataire externe (Frontier Economics) concernant le coût du capital des infrastructures d’électricité et de gaz naturel. Cette étude avait pour objet de présenter une analyse comparative des taux pratiqués par les régulateurs en Europe et de proposer une fourchette de valeurs pour chacun des éléments constitutifs du CMPC. Pour la présente délibération tarifaire, la CRE retient la valeur de 6 % (réel, avant impôt) comme CMPC pour rémunérer la BAR des ELD sur la base de fourchettes de valeurs pour chacun des paramètres intervenant dans la formule du CMPC. Les estimations pour chacun de ces paramètres figurent dans le tableau ci-dessous : Taux sans risque réel (*) 2,20 % . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Spread de la dette Béta des actifs Béta des fonds propres Prime de marché Levier (dette/dette + capitaux propres) Taux IS Coût de la dette (**) Coût des fonds propres (**) CMPC réel avant IS (*) Soit une hypothèse de taux sans risque nominal de 4,2 %. (**) Réel avant IS. 0,60 % 0,46 % 0,76 % 5,00 % 50,00 % 34,43 % 2,80 % 9,2 % 6,0 % Par rapport aux valeurs prises en compte pour définir les tarifs ATRD3, les principales modifications portent sur : – la diminution du béta des actifs. Cette diminution reflète la réappréciation par la CRE du niveau du risque relatif de l’activité de distribution de gaz naturel par rapport à l’ensemble du marché. La distribution de gaz naturel reste en effet une activité à faible risque, à flux de trésorerie prévisibles, décorrélée en grande partie du marché des actions alors même que la crise financière s’est traduite par une matérialisation forte du risque sur les activités pour l’essentiel non régulées, représentatives de l’ensemble du marché. Cette évolution est cohérente avec la diminution du profil de risque de l’activité de distribution de gaz naturel compte tenu de l’élargissement des postes éligibles au CRCP et de l’introduction d’une clause de rendez-vous à deux ans ; – un taux sans risque réel de 2,2 %, ce qui correspond au maintien de l’hypothèse de taux sans risque nominal par rapport aux tarifs ATRD3 (4,2 %) ; – l’accroissement du spread de la dette et de la prime de risque marché ; – une hypothèse de levier (dette/[dette + capitaux propres]) en ligne avec les pratiques européennes. 2.3. Programmes d’investissement Les trajectoires des investissements des ELD réalisés entre 2009 et 2011 et des prévisions d’investissements pour la période 2012-2016 retenues pour le calcul des charges de capital sont les suivantes : EN M€ COURANTS 2009 RÉALISÉS 2010 2011 ESTIMÉS 2012 2013 PRÉVISIONS 2014 2015 2016 Régaz-Bordeaux Réseau GDS GEG Vialis Gédia Caléo Gaz de Barr Veolia Eau 12,22 8,57 0,59 1,98 0,46 0,54 0,97 1,15 9,42 18,12 1,13 1,30 0,55 0,57 1,41 0,96 14,97 5,99 1,76 1,53 0,68 0,87 1,24 0,78 12,93 5,72 1,22 2,09 0,69 0,62 1,15 0,53 15,00 8,57 2,66 2,06 0,67 0,74 1,11 0,37 13,40 9,10 1,09 1,75 0,68 0,64 2,36 0,37 13,97 8,09 0,88 1,99 0,68 0,68 1,26 0,43 14,10 8,24 0,96 1,65 0,61 0,69 1,31 0,44 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 La moyenne des dépenses d’investissement prévisionnelles des ELD sur la prochaine période tarifaire 2013-2016 est globalement en hausse par rapport à celle réalisée pendant les tarifs ATRD3. La CRE a retenu l’intégralité des prévisions d’investissement des ELD. Les charges de capital étant incluses dans le CRCP, seuls les investissements effectivement réalisés donneront lieu à une rémunération. 3. Charges totales à couvrir 3.1. Charges nettes d’exploitation Les charges nettes d’exploitation à couvrir par les tarifs ATRD4 sont obtenues en déduisant les prévisions de recettes extratarifaires perçues indépendamment des tarifs d’utilisation des réseaux de distribution et les prévisions de production stockée et immobilisée des charges brutes d’exploitation des ELD. Les charges nettes d’exploitation des ELD retenues pour 2013 sont les suivantes : EN M€ COURANTS Régaz-Bordeaux Réseau GDS GEG Vialis 2013 Gédia Caléo Gaz de Barr Veolia Eau C h a r g e s d’exploitation brutes (1) P r o d u i t s d’exploitation à déduire (2) Charges nettes d’exploitation (3) = (1) – (2) 51,52 32,24 8,00 6,00 2,90 1,83 3,68 1,71 22,80 9,60 1,09 1,75 0,48 0,33 1,16 0,20 28,72 22,64 6,91 4,25 2,42 1,50 2,52 1,51 Les trajectoires prévisionnelles des charges nettes d’exploitation des ELD prises en compte par la CRE sont fondées sur des évolutions des pourcentages annuels de variation suivants à compter de 2014, à partir des valeurs retenues pour l’année 2013 : POURCENTAGE ANNUEL DE VARIATION des CNE sur la période 2014-2016 Régaz-Bordeaux Réseau GDS GEG Vialis Gédia Caléo Gaz de Barr Veolia Eau IPC – 0,07 % IPC – 0,08 % IPC + 1,34 % IPC – 0,35 % IPC – 0,61 % IPC + 0,27 % IPC + 1,69 % IPC – 0,06 % 3.2. Charges de capital normatives Les montants prévisionnels des charges de capital normatives des ELD sont les suivants : EN M€ COURANTS 2013 CHARGES DE CAPITAL NORMATIVES (CCN) 2014 2015 2016 Régaz-Bordeaux 33,85 33,67 33,31 32,96 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 EN M€ COURANTS 2013 CHARGES DE CAPITAL NORMATIVES (CCN) 2014 2015 2016 Réseau GDS GEG Vialis Gédia Caléo Gaz de Barr Veolia Eau 24,43 3,69 5,24 2,70 1,82 2,87 1,27 25,19 3,79 5,34 2,74 1,86 3,00 1,28 25,68 3,79 5,50 2,77 1,90 3,10 1,28 26,00 3,79 5,67 2,78 1,93 3,15 1,29 3.3. Prise en compte du solde du CRCP des tarifs ATRD3 L’arrêté tarifaire du 24 juin 2009, approuvant les tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel, prévoit que le solde du CRCP à prendre en compte pour établir les tarifs ATRD4 des ELD intègre : – les écarts constatés au titre des années 2011 et 2012 ; – les deux annuités restantes au titre du premier solde du CRCP portant sur les écarts constatés au titre du second semestre 2009 et de l’année 2010 non encore apurées sur la période des tarifs ATRD3 (8). En application de ces principes, les montants totaux estimés (9) des soldes du CRCP des ELD à prendre en compte dans le calcul du revenu autorisé et leur décomposition sont les suivants : DÉCOMPOSITION DU SOLDE TOTAL EN k€ COURANTS SOLDE TOTAL MONTANT DU SOLDE DU CRCP des années 2011 et 2012 SOLDE DU CRCP du second semestre 2009 et de l’année 2010 non apuré sur la période du tarif ATRD3 Régaz-Bordeaux Réseau GDS GEG Vialis Gédia Caléo Gaz de Barr Veolia Eau + 1 188 + 4 818 – 1 531 + 948 + 882 + 1 239 – 345 – 248 + 2 990 + 5 869 – 1 037 + 1 154 + 988 + 1 071 – 58 – 73 – 1 802 – 1 051 – 494 – 206 – 106 + 168 – 287 – 176 Pour la majorité des ELD, la contribution principale au CRCP de la période tarifaire ATRD3 des années 2011 et 2012 est le poste portant sur les revenus liés aux quantités de gaz acheminées. L’année 2011 ayant été exceptionnellement chaude, les quantités effectivement distribuées ont été inférieures aux prévisions de la trajectoire tarifaire, se traduisant par un solde du CRCP positif. Le solde négatif du CRCP des années 2011 et 2012 de certaines ELD s’explique principalement par un niveau des charges de capital réelles inférieur aux prévisions tarifaires, qui n’est pas compensé par l’effet climatique précédent. Les soldes totaux du CRCP de la période tarifaire ATRD3 seront apurés sur une période de quatre ans, avec des annuités constantes. Conformément à l’arrêté tarifaire du 24 juin 2009 approuvant les tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel, un taux d’intérêt égal à 4,2 % s’appliquera annuellement aux montants des soldes du CRCP des tarifs ATRD3. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Ce résultat se traduit par les évolutions annuelles suivantes des charges à recouvrer par les futurs tarifs du fait de l’apurement du CRCP des ELD : EN k€ COURANTS ÉVOLUTION ANNUELLE DES CHARGES À RECOUVRER du fait de l’apurement du CRCP Régaz-Bordeaux Réseau GDS GEG Vialis Gédia Caléo Gaz de Barr Veolia Eau + 297 + 1 205 – 383 + 237 + 220 + 310 – 86 – 62 (8) L’arrêté tarifaire du 24 juin 2009 prévoit que le solde du CRCP intégrant les écarts constatés au titre du second semestre 2009 et de l’année 2010 est apuré sur une période de quatre ans, avec des annuités constantes à compter du 1er juillet 2011 : la première annuité de ce solde du CRCP a été apurée le 1er juillet 2011 et la deuxième annuité le 1er juillet 2012. Ces annuités sont définies dans les délibérations de la CRE du 28 avril 2011 pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr et du 9 juin 2011 pour GEG, Vialis, Gédia, Caléo, Veolia Eau et les ELD disposant du tarif commun. (9) Le solde du CRCP pour l’année 2012 est une valeur définitive pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr, une valeur provisoire pour les autres ELD. 3.4. Partage des gains de productivité réalisés sur la période 2010-2012 L’arrêté tarifaire du 24 juin 2009 approuvant les tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel précise que : Les éventuels gains de productivité des ELD sont évalués par comparaison, sur les années 2010 à 2012, entre le montant total des charges nettes d’exploitation réelles des opérateurs et la trajectoire de référence des charges nettes d’exploitation définies par les tarifs ATRD3 ; 60 % de ces gains de productivité viennent en diminution de l’évaluation des charges à recouvrer par les prochains tarifs ATRD4. En application de ces principes, seul Gédia a réalisé sur la période 2010-2012 des gains de productivité par rapport à sa trajectoire prévue dont le montant total s’élève à 148 k€. Ces gains de productivité seront partagés avec les utilisateurs du réseau en totalité sur l’année 2013, ce qui se traduit par une diminution des charges à recouvrer en 2013 par le tarif ATRD4 de Gédia de 89 k€. 3.5. Revenus autorisés pour l’année 2013 Les revenus autorisés pour l’année 2013 sont égaux à la somme des charges nettes d’exploitation, des charges de capital normatives, du solde du CRCP des tarifs ATRD3 à apurer et du partage des éventuels gains de productivité, tels qu’ils résultent des principes de calcul exposés ci-avant. Ils se décomposent de la façon suivante : DÉCOMPOSITION DU REVENU AUTORISÉ EN k€ COURANTS REVENU AUTORISÉ pour 2013 CNE 2013 CCN 2013 Apurement du CRCP de l’ATRD3 Partage des éventuels gains de productivité Régaz-Bordeaux Réseau GDS GEG 62 867 48 281 10 213 28 723 22 645 6 906 33 847 24 431 3 690 297 1 205 – 383 0 0 0 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 DÉCOMPOSITION DU REVENU AUTORISÉ EN k€ COURANTS REVENU AUTORISÉ pour 2013 CNE 2013 CCN 2013 Apurement du CRCP de l’ATRD3 Partage des éventuels gains de productivité Vialis Gédia Caléo Gaz de Barr Veolia Eau 9 723 5 249 3 624 5 306 2 721 4 249 2 417 1 497 2 523 1 509 5 237 2 701 1 817 2 869 1 274 237 220 310 – 86 – 62 0 – 89 0 0 0 C. Hypothèses de quantités distribuées et de nombre de clients desservis 1. Trajectoires retenues pour les tarifs ATRD4 Les tarifs unitaires dépendent des quantités de gaz acheminées et du nombre de clients finals raccordés aux réseaux de distribution. Sur la période 2009-2012 des tarifs ATRD3, toutes les ELD, à l’exception de Gaz de Barr, ont présenté des quantités acheminées et/ou un nombre de clients raccordés inférieurs aux prévisions tarifaires. Les ELD expliquent cette situation par la convergence de plusieurs facteurs, dont certains sont structurels et relèvent des tendances de moyen/long terme : les effets de la crise économique, l’amélioration de l’efficacité énergétique dans le secteur résidentiel, la résiliation de clients chauffage et cuisson au bénéfice de l’électricité et du chauffage urbain. Les perspectives d’un maintien de ce contexte économique difficile sur le marché professionnel, associé à une amélioration de la performance énergétique des bâtiments et à des incitations de plus en plus fortes à la maîtrise de la demande de l’énergie, conduisent les ELD à proposer pour la période tarifaire des tarifs ATRD4 les hypothèses suivantes modérées, voire légèrement baissières, d’évolution des quantités de gaz distribuées corrigées du climat et de nombre de clients raccordés : ÉVOLUTION moyenne annuelle constatée sur la période 2009-2012 PRÉVISION ATRD3 2013 PRÉVISION ATRD4 2013 TAUX DE CROISSANCE prévisionnel par rapport à l’année précédente ÉVOLUTION moyenne annuelle prévue sur la période 2013-2017 2014 2015 2016 2017 R é g a z Bordeaux Nombre de clients moyen Consommations corrigées du climat (GWh) – 0,3 % 212 039 208 904 – 0,0 % – 0,1 % – 0,0 % – 0,1 % – 0,1 % – 0,6 % 4 758 4 451 – 0,7 % – 0,7 % – 0,7 % – 0,7 % – 0,7 % Réseau GDS Nombre de clients moyen Consommations corrigées du climat (GWh) – 0,2 % 114 776 109 921 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,0 % 0,1 % 4 957 4 732 – 3,5 % – 4,8 % – 1,3 % – 1,0 % – 2,6 % GEG Nombre de clients moyen Consommations corrigées du climat (GWh) – 2,8 % 44 794 42 181 – 2,9 % – 2,8 % – 2,8 % – 2,7 % – 2,8 % 0,7 % 874 805 – 1,8 % – 0,9 % – 1,3 % – 1,3 % – 1,3 % Vialis Nombre de clients moyen 0,1 % 32 899 31 229 0,7 % 0,7 % 0,6 % 0,6 % 0,6 % . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 ÉVOLUTION moyenne annuelle constatée sur la période 2009-2012 PRÉVISION ATRD3 2013 PRÉVISION ATRD4 2013 TAUX DE CROISSANCE prévisionnel par rapport à l’année précédente ÉVOLUTION moyenne annuelle prévue sur la période 2013-2017 2014 2015 2016 2017 Consommations corrigées du climat (GWh) Gédia Nombre de clients moyen Consommations corrigées du climat (GWh) Caléo Nombre de clients moyen Consommations corrigées du climat (GWh) Gaz de Barr Nombre de clients moyen Consommations corrigées du climat (GWh) Veolia Eau Nombre de clients moyen Consommations corrigées du climat (GWh) 0,6 % 917 879 0,9 % 0,6 % 0,6 % 0,6 % 0,7 % 0,0 % 13 414 13 185 – 0,1 % – 0,0 % – 0,0 % – 0,0 % 0,0 % 1,4 % 455 414 – 0,3 % – 0,3 % – 0,3 % – 0,3 % – 0,3 % 1,0 % 11 867 11 737 0,6 % 0,6 % 0,6 % 0,6 % 0,6 % 2,7 % 362 358 0,4 % – 2,3 % – 2,4 % – 2,5 % – 1,7 % 1,6 % 11 103 11 284 1,0 % 1,0 % 1,0 % 1,0 % 1,0 % 0,9 % 511 514 0,7 % 0,7 % – 1,4 % 0,7 % 0,2 % – 0,1 % 8 196 7 657 0,1 % 0,1 % 0,1 % 0,1 % 0,1 % – 0,4 % 300 253 – 4,6 % – 1,7 % – 1,3 % – 0,9 % – 2,1 % Ces trajectoires prévisionnelles prennent en compte les effets des actions de promotion de l’usage du gaz prévues par les ELD et couvertes par les tarifs ATRD4. Après une analyse approfondie, la CRE retient les prévisions proposées par les ELD pour l’année 2013 en termes de consommations unitaires et de nombre de clients, ainsi que les trajectoires proposées par les ELD en termes d’évolution des consommations et du nombre de clients sur la période 2014-2017. Pour les tarifs ATRD4, le principe de couverture des revenus proportionnels aux quantités de gaz acheminées par le CRCP est maintenu. Les ELD seront donc couvertes, via ce mécanisme de CRCP, contre tout risque de perte de revenu liée à un écart sur les volumes acheminés. 2. Incitation à l’atteinte des objectifs associés aux actions de promotion de l’usage du gaz De façon à s’assurer que la couverture des dépenses liées aux actions de promotion de l’usage du gaz se traduit, au final, par une baisse (ou une moindre hausse) des tarifs des ELD, la CRE met en place un mécanisme incitant financièrement les opérateurs à atteindre les résultats attendus de ces actions. Une très large majorité de fournisseurs se sont déclarés favorables à l’introduction d’un tel mécanisme dans le cadre de la première consultation publique sur les tarifs ATRD4 des ELD menée par la CRE fin 2012/début 2013. Les différences de taille des ELD conduisent la CRE à mettre en place des mécanismes différenciés, adaptés à la taille des opérateurs : pour Régaz-Bordeaux et Réseau GDS un mécanisme d’incitation dont les principes sont identiques à ceux du mécanisme instauré par le tarif ATRD4 de GrDF et, pour les six autres ELD disposant d’un tarif spécifique, un mécanisme d’incitation simplifié. Les mécanismes de régulation incitative sont constitués d’un indicateur de résultats, qui doit traduire la capacité des ELD, par le biais des actions de promotion de l’usage du gaz qu’elles mèneront, à raccorder de nouveaux clients pour Régaz-Bordeaux et Réseau GDS, à maîtriser l’évolution du nombre de clients finals pour les six autres ELD. Cet indicateur est le suivant : – pour Régaz-Bordeaux et Réseau GDS : le nombre de nouveaux logements mis en gaz sur la période 2013-2016 ; . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 – pour les six autres ELD : le nombre moyen annuel de points de livraison sur la période 2013-2016. En cas de non-atteinte des trajectoires prévisionnelles définies par les tarifs ATRD4 sur cet indicateur, en fin de période tarifaire, les ELD feront l’objet d’une pénalité, plafonnée pour Régaz-Bordeaux et Réseau GDS et forfaitaire pour les six autres ELD. D. Trajectoires des tarifs ATRD4 des ELD 1. ELD disposant d’un tarif ATRD spécifique Les trajectoires d’évolution des grilles tarifaires des tarifs ATRD4 des huit ELD présentant des comptes dissociés se déduisent des trajectoires prévisionnelles des revenus autorisés des opérateurs et des hypothèses de quantités distribuées et de nombre de clients desservis. Les trajectoires sont les suivantes : – des évolutions des tarifs des ELD au 1er juillet 2013 des pourcentages suivants : ÉVOLUTION TARIFAIRE AU 1er JUILLET 2013 Régaz-Bordeaux Réseau GDS GEG Vialis Gédia Caléo Gaz de Barr Veolia Eau + 6,4 % + 12,7 % + 7,2 % + 8,1 % + 8,5 % + 13,2 % + 7,1 % – 24,9 % – des évolutions des grilles tarifaires des ELD, au 1er juillet de chaque année, à compter du 1er juillet 2014, en appliquant aux tarifs en vigueur le pourcentage de variation suivant : Z = IPC – X + k avec : – IPC : variation annuelle moyenne constatée sur l’année calendaire précédente de l’indice des prix à la consommation hors tabac, tel que calculé par l’INSEE pour l’ensemble des ménages France entière (référencé INSEE 641194) ; – X : facteurs d’évolution annuels sur les grilles tarifaires, tels que définis ci-dessous : FACTEUR D’ÉVOLUTION ANNUEL sur la grille tarifaire ÉVOLUTION ANNUELLE de la grille tarifaire à compter du 1er juillet 2014 hors apurement du CRCP (IPC – X) Régaz-Bordeaux Réseau GDS GEG Vialis Gédia Caléo Gaz de Barr Veolia Eau + 1,11 % – 0,99 % – 2,86 % + 0,77 % – 0,21 % + 0,36 % – 0,94 % – 1,10 % IPC – 1,11 % IPC + 0,99 % IPC + 2,86 % IPC – 0,77 % IPC + 0,21 % IPC – 0,36 % IPC + 0,94 % IPC + 1,10 % . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 – k : évolutions des grilles tarifaires, en pourcentage, provenant de l’apurement du solde du CRCP. Les termes k ne peuvent entraîner, à eux seuls, une hausse ou une baisse de plus de 2 % des grilles tarifaires en vigueur. Ces évolutions tarifaires au 1er juillet 2013 conduisent, pour six des huit ELD, à une réduction ou stabilisation des écarts entre leurs tarifs respectifs et celui de GrDF : ÉCART AVEC LE TARIF DE GrDF EN VIGUEUR AU 1 juillet 2004 (tarifs ATRD1) er 1er janvier 2006 (tarifs ATRD2) 1er juillet 2009 (tarifs ATRD3) 1er juillet 2013 (10) (tarifs ATRD4) Régaz-Bordeaux Réseau GDS GEG Vialis Gédia Caléo Gaz de Barr Veolia Eau 42 % 36 % 44 % 29 % 50 % 24 % 49 % 76 % 23 % 32 % 39 % 23 % 48 % 12 % 43 % 67 % 24 % 30 % 26 % 21 % 34 % 3% 30 % 71 % 22 % 35 % 25 % 16 % 34 % 9% 28 % 16 % (10) Hors apurement du CRCP de GrDF portant sur l’année 2012 et avec une hypothèse d’inflation pour 2012 de 1,9 %. 2. ELD disposant du tarif ATRD commun La trajectoire d’évolution de la grille tarifaire du tarif ATRD4 commun pour les ELD n’ayant pas présenté de comptes dissociés est définie à partir des niveaux tarifaires des trois ELD : Gédia, Caléo et Gaz de Barr. Cette trajectoire est la suivante : – une hausse du tarif commun de + 1,6 % au 1er juillet 2013 ; – des évolutions de la grille tarifaire des ELD, au 1er juillet de chaque année, à compter du 1er juillet 2014, en appliquant au tarif en vigueur le pourcentage de variation suivant : Z = IPC – X + k avec : – IPC : variation annuelle moyenne constatée sur l’année calendaire précédente de l’indice des prix à la consommation hors tabac, tel que calculé par l’INSEE pour l’ensemble des ménages France entière (référencé INSEE 641194) ; – X : facteur d’évolution annuel sur la grille tarifaire égal à – 0,26 % : – k : moyenne arithmétique des évolutions des grilles tarifaires de Gédia, Caléo et Gaz de Barr provenant de l’apurement du solde du CRCP, en pourcentage. E. Structure des tarifs L’homogénéité et la simplicité de la structure des tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de tous les GRD contribuent à l’ouverture des marchés en France, dans la mesure où elle simplifie la gestion de l’acheminement sur les réseaux de distribution par les fournisseurs ainsi que les interfaces entre GRD et fournisseurs. Pour la présente délibération tarifaire, la CRE retient, dans la continuité des tarifs ATRD3, les principes généraux suivants : – la péréquation géographique pour chaque GRD (désormais, ce principe ne s’applique que pour les concessions autres que celles concédées en application des dispositions combinées des articles L. 432-1 et L. 432-6 du code de l’énergie) ; – une structure tarifaire composée de quatre options tarifaires principales correspondant aux segments de clientèle suivants : – option binôme T1 : consommation annuelle de 0 à 6 000 kWh ; . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 – option binôme T2 : consommation annuelle de 6 000 à 300 000 kWh ; – option binôme T3 : consommation annuelle de 300 000 à 5 000 000 kWh ; – option trinôme T4 : consommation annuelle supérieure à 5 000 000 kWh. Les seuils ci-dessus sont établis en tenant compte de la contribution tarifaire d’acheminement (CTA) qui s’applique sur les termes fixes du tarif et pour une modulation de 160 jours pour l’option T4 ; – une option tarifaire spéciale, dite « tarif de proximité » (option trinôme TP), réservée aux clients finals ayant la possibilité réglementaire de se raccorder directement à un réseau de transport de gaz naturel ; – pour un point de livraison donné, le choix de l’option tarifaire est laissé à l’expéditeur. Le tarif s’applique par point de livraison ; – un mécanisme de pénalisation des dépassements de capacité souscrite pour les options tarifaires T4 et TP ; – un forfait pour les clients finals ne disposant pas de compteur individuel. La consommation annuelle pour établir ce forfait, de 1 163 kWh pour les tarifs ATRD3, est réévaluée à la baisse à 660 kWh, conformément à la recommandation no 2009-091 du Médiateur national de l’énergie (MNE). Par ailleurs, le SPEGNN souhaite que soit menée une réflexion sur une évolution de la structure tarifaire actuelle permettant une meilleure prise en compte dans les tarifs ATRD de l’intermittence de la consommation de certains clients bénéficiant de l’option tarifaire T3 et présentant une consommation de pointe importante. Une évolution de la structure des tarifs ATRD ayant des conséquences pour tous les GRD et les fournisseurs de gaz naturel, notamment en termes de modalités de facturation et d’évolution des systèmes d’information, la CRE considère qu’une analyse approfondie de ce point doit être menée avec les acteurs de marché avant toute mise en œuvre. En conséquence, elle a intégré ce sujet au plan de travail 2013 du GTG. F. Règles tarifaires pour les GRD de rang 2 et les nouvelles concessions de gaz naturel 1. Traitement tarifaire des GRD de rang 2 La délibération de la CRE du 28 février 2012 portant décision sur le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de GrDF reconduit le traitement tarifaire des GRD de rang 2 établi dans l’arrêté du 24 juin 2009 approuvant les tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel : 50 % des coûts d’acheminement, liés à l’application du tarif ATRD du GRD de rang 1, sont facturés par le GRD de rang 1 au GRD de rang 2. Cette valeur de 50 %, applicable quel que soit le GRD amont, correspond à la couverture : – des charges d’exploitation normatives, qui représentent en moyenne 47 % du tarif ATRD (charges d’exploitation et total des charges) ; et – d’une quote-part des charges de capital normatives au titre des renforcements futurs, représentant en moyenne 3 % du tarif ATRD ; La totalité des coûts de raccordement sur le réseau de rang 1 est facturée par le GRD de rang 1 au GRD de rang 2 ; Les services annexes sont facturés en sus par le GRD de rang 1 au GRD de rang 2, en application du catalogue de prestations du GRD de rang 1. La présente délibération tarifaire complète, à compter du 1er juillet 2013, ce traitement tarifaire en précisant les modalités de prise en charge des coûts associés au comptage à l’interface entre un GRD amont et un GRD aval. Ainsi, conformément aux travaux réalisés dans le cadre du GTG, lorsque le GRD amont est différent du GRD aval, le GRD amont prend à sa charge : – l’intégralité des investissements afférents au poste de comptage. Ces investissements comprennent notamment la télérelève, le génie civil, la fourniture et l’aménagement du poste de comptage ; – l’ensemble des coûts d’exploitation, de maintenance et de renouvellement, afférents à l’utilisation du poste de comptage. 2. Règles tarifaires applicables aux nouvelles concessions de gaz naturel Les dispositions combinées des articles L. 452-1 et L. 432-6 du code de l’énergie établissent le principe de la non-péréquation tarifaire pour les nouveaux réseaux de distribution de gaz naturel. Sur le fondement de l’article L. 452-2 du code de l’énergie, les méthodologies utilisées pour établir les tarifs de ces nouveaux réseaux sont fixées par la CRE. L’arrêté du 2 juin 2008, modifié par l’arrêté du 29 juin 2010, approuvant les tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel précise les règles tarifaires qui sont applicables à ces nouvelles concessions. La présente délibération tarifaire reconduit ces règles tarifaires applicables aux nouvelles concessions de distribution de gaz naturel. TARIFS D’UTILISATION DES RÉSEAUX PUBLICS DE DISTRIBUTION DE GAZ NATUREL DES ENTREPRISES LOCALES DE DISTRIBUTION A. Définitions et principes généraux 1. Définitions Expéditeur : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Personne, physique ou morale, qui signe avec un gestionnaire de réseau de distribution (GRD) un contrat d’acheminement sur le réseau de distribution de gaz naturel. L’expéditeur est, selon le cas, le client, le fournisseur ou leur mandataire, tels que définis à l’article L. 111-97 du code de l’énergie. Point de livraison : Point de sortie d’un réseau de distribution où un GRD livre du gaz à un client final, en exécution d’un contrat d’acheminement sur le réseau de distribution signé avec un expéditeur. Point d’interface transport distribution (PITD) : Point physique ou notionnel d’interface entre un réseau de transport et un réseau de distribution de gaz naturel. Gestionnaire de réseau de distribution de rang 2 (« GRD de rang 2 ») : Un GRD est dit « de rang 2 » si son réseau est alimenté par l’intermédiaire d’un réseau de distribution de gaz naturel directement raccordé au réseau de transport. Le GRD amont est dit « de rang 1 ». Compte de régularisation des charges et des produits (CRCP) : Le CRCP est un compte fiduciaire extracomptable qui est alimenté à intervalles réguliers par tout ou partie des écarts de coût ou de revenu entre les charges et les produits réellement constatés, et les charges et les produits prévisionnels sur des postes prédéfinis. L’apurement de tout ou partie du solde de ce compte s’opère par une diminution ou une augmentation de la grille tarifaire. 2. Facturation par point de livraison Les tarifs des GRD s’appliquent par point de livraison. Les montants dus pour chaque point de livraison alimenté par un expéditeur s’additionnent dans la facture mensuelle de cet expéditeur. 3. Prestations couvertes par les tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des GRD L’utilisation des réseaux de distribution des GRD ne peut donner lieu à aucune facturation autre que celle résultant de l’application des présents tarifs, à l’exception des prestations supplémentaires dont les tarifs sont publiés par les GRD dans leur catalogue des prestations. Les prestations dont le coût est couvert par les tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de chaque GRD sont, au minimum, les suivantes : – prestations liées à la qualité et à la sécurité : – continuité de l’acheminement dans les conditions définies par le décret no 2004-251 du 19 mars 2004 relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz ; – information d’une interruption de service pour travaux, conformément au décret du 19 mars 2004 ; – mise à disposition d’un numéro d’urgence et de dépannage accessible 24 heures sur 24 ; – intervention en urgence 24 heures sur 24 en cas de problème lié à la sécurité, conformément à l’arrêté du 13 juillet 2000 portant règlement de sécurité de la distribution de gaz combustible par canalisations ; – garantie de la valeur du pouvoir calorifique telle que définie par les arrêtés du 16 septembre 1977 et du 28 mars 1980 ; – pression disponible à l’amont du poste de livraison, conforme aux conditions standards de livraison publiées par le GRD ; – première intervention chez le client pour assurer un dépannage ou une réparation en cas de manque de gaz ; – diagnostic des installations intérieures chômées depuis plus de six mois et actions de sensibilisation des clients et des acteurs de la filière gazière à la problématique de la sécurité des installations intérieures ; – prestations liées à la mesure de la consommation : – mise à disposition d’un compteur lorsque le débit est inférieur à 16 m3/h ; – vérification périodique d’étalonnage des compteurs et des convertisseurs, conformément à l’arrêté du 21 octobre 2010 ; – continuité de comptage et de détente ; – relève périodique des compteurs, dans les conditions définies au paragraphe 5 ci-après ; – annonce du passage du releveur pour les clients finals relevant des options T1 et T2 ; – possibilité de réaliser un autorelevé et de communiquer son index pour les clients finals relevant des options T1 et T2 ; – prestations liées à la gestion contractuelle : – actes de gestion liés au changement de fournisseur ou à une modification du contrat d’acheminement ; – interventions chez le client dans le cas d’une résiliation ; – autres : – prise de rendez-vous téléphonique pour toutes les opérations techniques nécessitant une étude ; – dans le cas d’un GRD de rang 2, l’ensemble des prestations relatives à l’acheminement du gaz naturel depuis le PITD concerné. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 4. Structure et choix des options tarifaires Les tarifs des GRD comprennent quatre options principales : – trois options T1, T2, T3, de type binôme, comprenant chacune un abonnement et un terme proportionnel aux quantités livrées ; – une option T4 de type trinôme, comprenant un abonnement, un terme proportionnel à la capacité journalière souscrite et un terme proportionnel aux quantités livrées. Le choix de l’option tarifaire à appliquer à chaque point de livraison revient à l’expéditeur concerné. Pour les clients finals ne disposant pas de compteur individuel, le tarif applicable est un forfait, calculé sur la base de l’option T1 de l’ELD et d’une consommation de 660 kWh par an. Le tarif de chaque GRD comprend également une option tarifaire dite « tarif de proximité » (TP), ouverte pour les points de livraison concernant des clients finals ayant la possibilité réglementaire de se raccorder au réseau de transport. Cette option tarifaire comprend un abonnement, un terme proportionnel à la capacité journalière souscrite et un terme proportionnel à la distance à vol d’oiseau entre le point de livraison concerné et le réseau de transport le plus proche. Le terme proportionnel à la distance est affecté d’un coefficient multiplicateur dépendant de la densité de population de la commune d’implantation du point de livraison concerné. 5. Mode de relève d’un point de livraison Les options T1 et T2 comprennent un relevé des compteurs semestriel. L’option T3 comprend un relevé des compteurs mensuel. Les options T4 et TP comprennent une mesure quotidienne, relevée quotidiennement ou mensuellement. Un mode de relève plus fréquent que le mode de relève compris dans l’option tarifaire du point de livraison concerné peut être choisi par l’expéditeur. Le tarif appliqué figure dans le catalogue des prestations de chaque GRD. 6. Souscriptions mensuelles ou quotidiennes de capacité journalière Les options tarifaires T4 et TP comprennent un terme de souscription annuelle de capacité journalière. Il est également possible de souscrire mensuellement ou quotidiennement des capacités journalières. Le terme de souscription mensuelle de capacité journalière est égal au terme de souscription annuelle de capacité journalière, multiplié par les coefficients suivants : MOIS CONSIDÉRÉ TERME MENSUEL EN PROPORTION du terme annuel Janvier - février Décembre Mars - novembre Avril - mai - juin - septembre - octobre Juillet - août 8/12 4/12 2/12 1/12 0,5/12 Lorsque le bon fonctionnement du réseau le permet, des souscriptions quotidiennes de capacité journalière sont commercialisées par les GRD, pour satisfaire un besoin ponctuel et exceptionnel d’un consommateur final. Le terme applicable à la souscription quotidienne de capacité journalière est égal à 1/20 du terme applicable à la souscription mensuelle correspondante. 7. Pénalités pour dépassement de capacité journalière souscrite Chaque mois, pour les options tarifaires T4 et TP, les dépassements de capacité journalière constatés font l’objet de pénalités. Le dépassement de capacité journalière pris en compte pour un mois donné est égal à la somme du dépassement maximal de capacité journalière du mois considéré et de 10 % des autres dépassements de capacité journalière du mois supérieurs à 5 % de la capacité journalière souscrite. La pénalité est exigible lorsque le dépassement ainsi calculé est supérieur à 5 % de la capacité journalière souscrite. Pour la partie du dépassement comprise entre 5 % et 15 % de la capacité journalière souscrite, la pénalité est égale au produit de cette partie du dépassement par deux fois le terme mensuel de capacité journalière tel que défini au paragraphe précédent. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Pour la partie du dépassement supérieure à 15 % de la capacité journalière souscrite, la pénalité est égale au produit de cette partie du dépassement par quatre fois le terme mensuel de capacité journalière tel que défini au paragraphe précédent. 8. Regroupement de points de livraison Dans le cadre de l’option T4, le regroupement des souscriptions de capacité journalière de plusieurs points de livraison est autorisé lorsque les conditions suivantes sont simultanément vérifiées : – les points de livraison concernés sont sur le réseau de distribution d’un même GRD et sont alimentés par un même PITD ; – le gaz livré à chacun des points de livraison concernés est destiné à servir, après transformation, à la satisfaction des besoins du même utilisateur final sur un même site. Cet usage induit des consommations alternées en tout ou partie du gaz naturel livré. Le terme de souscription annuelle de capacité journalière de l’option T4 est majoré de 20 % dans le cas de regroupement des souscriptions de plusieurs points de livraison. L’abonnement annuel reste dû pour chaque point de livraison. 9. Alimentation d’un point de livraison par plusieurs expéditeurs Lorsque plusieurs expéditeurs alimentent simultanément un même point de livraison, ils doivent choisir la même option tarifaire. Le tarif correspondant s’applique intégralement à chacun d’entre eux, à l’exception de l’option T4 et de l’option « tarif de proximité » pour lesquelles la somme due mensuellement au titre de l’abonnement et du terme proportionnel à la distance est répartie entre les expéditeurs concernés au prorata des capacités souscrites du mois considéré pour ce point de livraison. Lorsque, pour un mois donné, la capacité totale souscrite est nulle, la répartition se fait sur la base de celle du mois précédent. 10. Traitement tarifaire des GRD de rang 2 Un GRD est dit « de rang 2 », si son réseau est alimenté par l’intermédiaire d’un réseau de distribution de gaz naturel directement raccordé au réseau de transport. Le GRD amont est dit « de rang 1 ». D’un point de vue tarifaire et contractuel, le réseau de distribution du GRD de rang 2 est rendu directement accessible depuis le réseau de transport pour les expéditeurs, sur la base du schéma suivant : – les expéditeurs paient au GRD de rang 2 un seul tarif couvrant la prestation d’acheminement du gaz depuis le point d’interface transport distribution (PITD) concerné jusqu’au point de livraison du consommateur final ; – les charges à couvrir par les tarifs du GRD de rang 2 comprennent les coûts relatifs à l’acheminement sur le réseau de distribution du GRD de rang 1 ; – ces coûts font l’objet d’un contrat entre le GRD de rang 1 et le GRD de rang 2 ou d’un protocole, lorsque le GRD de rang 1 et le GRD de rang 2 sont une seule et même entité juridique, qui sont soumis à la CRE. 50 % des coûts d’acheminement, liés à l’application du tarif ATRD du GRD de rang 1, sont facturés par le GRD de rang 1 au GRD de rang 2. Cette valeur de 50 % est applicable quel que soit le GRD amont. La totalité des coûts de raccordement au réseau du GRD de rang 1 est facturée par le GRD de rang 1 au GRD de rang 2, soit : – la totalité des coûts du branchement ; – le cas échéant, la totalité des coûts du réseau d’amenée (également appelé « extension ») ; et – lorsqu’ils sont directement et immédiatement imputables au GRD de rang 2, la totalité des coûts de renforcement du réseau du GRD de rang 1 (ou, à défaut, la quote-part des travaux imputable au GRD de rang 2 déterminée au prorata des débits de pointe). Lorsque le GRD amont est différent du GRD aval, la totalité des coûts associés au comptage à l’interface entre les deux GRD est prise en charge par le GRD amont, soit : – l’intégralité des investissements afférents au poste de comptage. Ces investissements comprennent notamment la télérelève, le génie civil, la fourniture et l’aménagement du poste de comptage ; – l’ensemble des coûts d’exploitation, de maintenance et de renouvellement, afférents à l’utilisation du poste de comptage. Les services annexes sont facturés en sus par le GRD de rang 1 au GRD de rang 2, en application des catalogues des prestations du GRD de rang 1. B. Tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Régaz-Bordeaux Le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Régaz-Bordeaux, autres que ceux concédés en application des dispositions de l’article L. 432-6 du code de l’énergie, est péréqué à l’intérieur de la zone de desserte de Régaz-Bordeaux. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Le tarif défini ci-dessous est conçu pour s’appliquer pour une durée d’environ quatre ans à compter du 1er juillet 2013, avec un ajustement mécanique au 1er juillet de chaque année. 1. Tarif péréqué de Régaz-Bordeaux applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 Options tarifaires principales : Pour les réseaux publics de distribution de gaz naturel à l’intérieur de la zone de desserte de RégazBordeaux, le tarif d’utilisation est le suivant : OPTION tarifaire ABONNEMENT ANNUEL (en €) PRIX PROPORTIONNEL (en €/MWh) TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE de capacité journalière (en €/MWh/j) T1 T2 T3 T4 38,52 176,88 623,16 13 607,52 35,00 7,52 5,74 0,93 231,00 Option « tarif de proximité » (TP) : Les termes tarifaires de l’option « tarif de proximité » sont les suivants : OPTION tarifaire ABONNEMENT ANNUEL (en €) TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE de capacité journalière (en €/MWh/j) TERME ANNUEL À LA DISTANCE (en €/mètre) TP 29 003,76 67,44 57,84 Un coefficient multiplicateur est appliqué au terme annuel à la distance. Il est égal à : 1 si la densité de population de la commune est inférieure à 400 habitants par km2 ; 1,75 si la densité de population de la commune est comprise entre 400 habitants par km2 et 4 000 habitants par km2 ; 3 si la densité de population de la commune est supérieure à 4 000 habitants par km2. Clients sans compteur individuel : Pour les clients finals ne disposant pas de compteur individuel, le tarif applicable est un forfait annuel de 61,68 €. 2. Tarif péréqué de Régaz-Bordeaux applicable à compter du 1er juillet 2014 La grille tarifaire de Régaz-Bordeaux est ajustée mécaniquement au 1er juillet de chaque année A, à compter du 1er juillet 2014, par l’application à l’ensemble des termes tarifaires en vigueur au 30 juin de l’année A, du pourcentage de variation suivant : Z = IPC – X + k IPC est le taux d’inflation correspondant, pour un ajustement de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A, à la variation annuelle moyenne sur l’année calendaire A – 1 de l’indice des prix à la consommation hors tabac tel que calculé par l’INSEE pour l’ensemble des ménages France entière (11). X est le facteur d’évolution annuel sur la grille tarifaire égal à + 1,11 %. k est l’évolution de la grille tarifaire, exprimée en pourcentage, résultant de l’apurement du solde du CRCP. La grille tarifaire résultante est publiée par la CRE avant le 1er juillet de chaque année au Journal officiel de la République française et transmise aux ministres chargés de l’énergie et de l’économie. (11) La variation annuelle moyenne sur l’année A – 1 est égale au taux d’évolution en pourcentage de l’indice moyen annuel, correspondant à la moyenne arithmétique simple des douze indices mensuels de l’année, soit de janvier à décembre, des prix à la consommation hors tabac pour l’ensemble des ménages France entière (série no 641194), entre les années A – 2 et A – 1. 2.1. Calcul du solde du CRCP Le solde du CRCP est calculé par la CRE pour chaque année de la période tarifaire selon les modalités décrites dans le tableau ci-dessous. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Lorsque le montant définitif de certains écarts n’est pas connu avec certitude au moment de ce calcul, une estimation est effectuée sur la base de la meilleure information disponible à ce moment. Une correction de cette estimation est effectuée lors de l’année suivante sur la base des valeurs définitives. POSTES COUVERTS PAR LE CRCP PART DU MONTANT couverte par le CRCP MODE DE CALCUL DU MONTANT POUR CHAQUE POSTE Charges de capital 100 % Différence entre : – le montant de charges de capital calculé ex post sur la base des données réalisées en matière d’investissements, de sorties d’actifs de la BAR et d’inflation ; – l’hypothèse de charges de capital incluse dans le revenu à recouvrer par le tarif, corrigée de l’inflation réelle constatée à partir de l’année 2014. A ce solde s’ajoutent les incitations financières générées par le mécanisme d‘incitation à la maîtrise des coûts des programmes d’investissements, hors investissements de sécurité et cartographie. Différence entre : – le revenu lié aux quantités de gaz acheminées calculé ex post, sur la base des quantités de gaz semestrielles et par option tarifaire réellement acheminées sur la période considérée ; – le revenu lié aux prévisions semestrielles et par option tarifaire de quantités de gaz acheminées, utilisées pour établir le tarif appliqué au cours de la période considérée. Différence entre : – le revenu perçu par l’opérateur, calculé ex post sur la base du nombre de prestations réalisées et des prix des prestations après évolution ; – le revenu qu’aurait perçu l’opérateur si les prix n’avaient pas évolué, calculé ex post sur la base du nombre de prestations réalisées et des prix des prestations qui auraient été appliqués selon les formules d’indexation mentionnées dans le catalogue des prestations. Montant des pénalités facturées pendant la période considérée. Revenus perçus sur les termes tarifaires proportionnels aux quantités de gaz acheminées sur le réseau de distribution 100 % Revenus perçus sur les prestations catalogue en cas d’une évolution des prix de ces prestations différente de celle résultant des formules d’indexation mentionnées dans le catalogue de prestations 100 % Pénalités perçues par Régaz-Bordeaux pour les dépassements de capacités souscrites pour les clients bénéficiant des options T4 et TP Incitations financières générées par le mécanisme de régulation incitative de la qualité de service 100 % 100 % Montant des pénalités et/ou bonus liés aux indicateurs de qualité de service soumis à incitations financières, hormis celui relatif au respect des rendez-vous. Le solde du CRCP calculé pour une année calendaire A est apuré de la manière suivante : – la partie de ce solde impliquant une évolution de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A + 1, inférieure ou égale à 2 % en valeur absolue, est apurée en totalité à cette date. Elle détermine le terme k ; – le reste du solde est reporté au CRCP calculé pour l’année calendaire A + 1, le cas échéant. L’écart éventuel entre le solde définitif et le solde provisoire du CRCP de l’année 2012 défini dans ce tarif sera intégré au solde du CRCP de l’année 2013. Pour l’année 2013, le calcul des écarts est effectué avec des seuils définis sur la base des données prévisionnelles du premier semestre 2013 précisées dans l’arrêté tarifaire du 24 juin 2009 et sur celles du second semestre 2013 précisées dans la présente délibération tarifaire. Les montants pris en compte dans le CRCP sont actualisés à un taux d’intérêt équivalent au taux sans risque retenu dans le cadre de la présente délibération tarifaire. Ce taux est fixé à 4,2 % par an, nominal, avant impôt et s’applique sur une période de : – dix-huit mois pour les écarts constatés sur les années 2013, 2014, 2015 et 2016 ; – douze mois pour le solde du CRCP éventuellement reporté d’une année sur l’autre. A la fin de la période tarifaire, le solde du CRCP constitué des écarts constatés pour l’année 2016 et des montants reportés au titre des années précédentes est pris en compte pour définir le tarif pour la période tarifaire suivante. En complément, les conséquences financières des audits conduits par la CRE seront prises en compte au CRCP. 2.2. Valeurs de référence des postes de charges et de revenus soumis au mécanisme de CRCP Prévisions de charges soumises au mécanisme de CRCP : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 EN k€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Charges de capital (à corriger de l’inflation réelle constatée à partir de 2014) 33 847 33 670 33 306 32 964 Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T1 T2 T3 T4 140 652 2 584 650 939 487 741 560 139 681 2 566 794 932 996 736 437 138 709 2 548 938 926 506 731 314 137 737 2 531 081 920 015 726 191 136 765 2 513 225 913 525 721 068 2.3. Autres valeurs de référence utilisées pour le calcul du terme k Prévisions de nombre moyen annuel de clients raccordés : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 Forfait T1 T2 T3 T4 TP 3 000 50 400 157 300 1 170 32 2 3 000 50 300 157 300 1 180 32 2 3 000 50 200 157 200 1 190 32 2 3 000 50 100 157 200 1 200 32 2 3 000 50 000 157 100 1 210 32 2 Prévisions de souscription annuelle de capacités journalières (en MWh/jour) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T4 TP 5 279 362 5 227 362 5 176 362 5 125 362 5 075 362 Prévisions de distance pour le tarif de proximité (en m) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 TP 177 177 177 177 177 2.4. Modalités de passage de prévisions annuelles à des prévisions semestrielles Nota. – Régaz fonctionne en année gazière, soit du 1er octobre de l’année n au 30 septembre de l’année n + 1. Ventilation semestrielle pour une année A des quantités de gaz acheminées par option tarifaire : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 OPTION TARIFAIRE PREMIER SEMESTRE SECOND SEMESTRE T1 57 % 43 % T2 58 % 42 % T3 59 % 41 % T4 54 % 46 % Ventilation semestrielle pour une année A du nombre de clients raccordés par option tarifaire : – le nombre de clients moyen raccordés du premier semestre est calculé comme suit : ([nombreclientmoyenannée A – 1 + nombreclientmoyenannée A]/2 + nombreclientmoyenannée A) 2 – le nombre de clients moyen raccordés du second semestre est calculé comme suit : ([nombreclientmoyenannée A + nombreclientmoyenannée A + 1]/2 + nombreclientmoyenannée A) 2 Ces deux formules s’appliquent également et de manière identique pour ventiler semestriellement par option tarifaire les prévisions de souscription annuelle de capacités journalières et de distance. 3. Mécanisme d’incitation à la maîtrise des coûts des programmes d’investissement de Régaz-Bordeaux hors investissements de sécurité et de cartographie Le mécanisme d’incitation financière mis en œuvre s’applique aux écarts entre la trajectoire prévisionnelle de dépenses d’investissement, hors investissements de sécurité et de cartographie, prise en compte pour le tarif et les dépenses réelles de Régaz-Bordeaux correspondantes, selon les modalités suivantes : Un ajustement des trajectoires prévisionnelles de référence pourra être décidé par la CRE au cas par cas, notamment lors d’évolutions réglementaires impliquant de nouveaux investissements conséquents ou si les dépenses d’investissement réelles se révèlent en cours de période très inférieures aux prévisions. La trajectoire d’investissements, hors investissements de sécurité et de cartographie, sur laquelle porte le mécanisme est la suivante : EN k€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 2017 Dépenses d’investissement hors investissements de sécurité et de cartographie 5 842 3 805 3 923 3 973 3 571 En complément de ce mécanisme, des indicateurs quantitatifs sont mis en place pour s’assurer que la maîtrise des coûts des programmes d’investissement par l’opérateur ne se fait pas au détriment de la réalisation des investissements et pour suivre et analyser les évolutions des coûts unitaires d’investissement. Ces indicateurs sont les suivants : – nombre de kilomètres de réseau neuf en développement et raccordements réalisés sur réseau neuf : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 – nombre de raccordements en densification (premier établissement) : – nombre de vérifications périodiques d’étalonnage de compteurs (VPE) : Par ailleurs, trois autres indicateurs de suivi de la réalisation des investissements sont suivis par la CRE afin de s’assurer de leur bonne réalisation, sans effet sur le mécanisme d’incitation à la maîtrise des coûts des programmes d’investissement : – nombre de kilomètres de réseaux renouvelés : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 – nombre de kilomètres de réseaux posés en allongement de restructuration/renforcement : – déplacement d’ouvrages à la demande de tiers : 4. Mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz de Régaz-Bordeaux 4.1. Mécanisme Le mécanisme consiste en le suivi sur la période 2013-2016 d’un indicateur : la somme des nouveaux logements mis en gaz. Deux trajectoires prévisionnelles ont été définies pour cet indicateur : – une trajectoire de référence, présentant les valeurs prévisionnelles de l’indicateur correspondant au budget de promotion de l’usage du gaz couvert par le tarif ATRD4 de l’opérateur ; – une trajectoire de base, présentant les valeurs prévisionnelles de l’indicateur correspondant à l’absence de couverture par le tarif ATRD4 de l’opérateur de toute charge relative à la promotion de l’usage du gaz. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Le mécanisme de régulation incitative s’applique aux écarts calculés au 30 septembre 2016 entre le réalisé et la trajectoire de référence de cet indicateur. Si la trajectoire de référence n’est pas atteinte, le mécanisme conduit à une pénalité pour Régaz-Bordeaux, calculée selon les modalités suivantes : Le montant maximal de pénalité pouvant être appliquée à Régaz-Bordeaux est plafonné : il est égal à 1/6 du total de charges relatives à la promotion de l’usage du gaz couvertes par son tarif ATRD4, soit 370 k€ sur l’ensemble de la période tarifaire. Le montant de cette pénalité éventuelle viendra en diminution de l’évaluation des charges à recouvrer dans le prochain tarif. L’opérateur devra également présenter en milieu et en fin de période tarifaire aux acteurs de marché, dans le cadre du GTG, l’état d’avancement du plan d’action mis en œuvre dans ce domaine ainsi que le bilan des actions qui auront été menées. 4.2. Valeurs de référence soumises au mécanisme Les trajectoires prévisionnelles de référence et de base (en cumul de nouveaux logements mis en gaz) sont les suivantes : 2013 2014 2015 2016 Cumul de nouveaux logements mis en gaz Trajectoire de référence Trajectoire de base 3 505 1 720 5 985 2 925 7 965 3 970 9 945 5 015 5. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Régaz-Bordeaux Un suivi de la qualité de service est mis en place pour Régaz-Bordeaux sur les domaines clés de l’activité de l’opérateur. Ce suivi est constitué d’indicateurs transmis régulièrement par Régaz-Bordeaux à la CRE et rendus publics sur son site internet grand public. Certains indicateurs particulièrement importants pour le bon fonctionnement du marché sont soumis à un système d’incitation financière. Les indicateurs de suivi de la qualité de service transmis par Régaz-Bordeaux à la CRE doivent être certifiés par un organisme extérieur. En outre, le mécanisme de suivi de la qualité de service de Régaz-Bordeaux pourra être soumis à tout audit que la CRE jugera utile. Les valeurs des indicateurs sont calculées et remontées à la CRE avec deux décimales. 5.1. Indicateurs de suivi de la qualité de service de Régaz-Bordeaux donnant lieu à incitation financière a) Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 de la valeur : Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD et indemnisés durant le mois M (soit deux valeurs suivies : – pour les clients T1/T2 ; – pour les clients T3/T4/TP) Tous rendez-vous programmés, donc validés par le GRD Tous rendez-vous pour intervention avec déplacement d’un agent du GRD et présence du client, non tenus du fait du GRD : – jusqu’au 30 juin 2013 : tous rendez-vous signalés par les fournisseurs dans les 90 jours calendaires via le portail Fournisseur ; – à compter du 1er juillet 2013 : tous rendez-vous non respectés automatiquement identifiés par l’opérateur. Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Périmètre . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Suivi Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : mensuelle remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des indemnisations : mensuelle Objectif Incitations 100 % des rendez-vous non tenus automatiquement détectés par l’opérateur sont indemnisés Pénalités : montants identiques à ceux facturés par Régaz en cas de non-exécution d’une intervention programmée du fait du client ou du fournisseur (absence au rendez-vous, etc.), en fonction du débit du compteur du client, pour chaque rendez-vous non tenu Versement : direct aux fournisseurs Déjà mis en œuvre Mise en œuvre au 1er juillet 2013 de la détection automatique par l’opérateur des rendez-vous planifiés non respectés par le GRD Date de mise en œuvre b) Taux de mises en service (MES) réalisées dans les délais demandés : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de MES clôturées durant le mois M dans le délai demandé [si ce délai est supérieur au délai catalogue] ou dans un délai ͨ au délai catalogue [si le délai demandé est inférieur au délai catalogue])/(Nombre total de MES clôturées durant le mois M) (soit trois valeurs suivies : – tous clients confondus ; – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Toutes MES avec déplacement (avec/sans pose compteur), hors MES express Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : mensuelle remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectif Seule la valeur globale du taux (tous clients confondus) est incitée financièrement : – objectif de base : 95,5 % par année calendaire ; – objectif cible : 97 % par année calendaire Pénalités : 10 000 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 10 000 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Mise en œuvre du suivi : 1er juillet 2013 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2013 Incitations Date de mise en œuvre c) Taux de mises hors service (MHS) réalisées dans les délais demandés : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de MHS clôturées durant le mois M dans le délai demandé [si ce délai est supérieur au délai catalogue] ou dans un délai ͨ au délai catalogue [si le délai demandé est inférieur au délai catalogue])/(Nombre total de MHS clôturées durant le mois M) (soit trois valeurs suivies : – tous clients confondus ; – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) MHS suite à résiliation du contrat (excepté les MHS pour impayé), à l’initiative du client MHS clôturée : lorsque l’acte technique de la MHS est réalisé Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : mensuelle remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectif Seule la valeur globale du taux (tous clients confondus) est incitée financièrement : – objectif de base : 96 % par année calendaire ; – objectif cible : 98 % par année calendaire Pénalités : 10 000 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 10 000 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Incitations . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Date de mise en œuvre Mise en œuvre du suivi : 1er juillet 2013 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2013 d) Taux de relevés semestriels (6M) sur index réels (relevés ou autorelevés) : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre d’index réels lus ou autorelevés sur le mois M de PCE [*] 6M)/(Nombre d’index de PCE 6M transmis sur le mois M) (soit une valeur suivie) Tous index réels lus ou auto-relevés pour les PCE 6M Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : mensuelle remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectifs Objectif de base : 95 % par année calendaire Objectif cible : 97 % par année calendaire Pénalités : 10 000 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 10 000 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Suivi : déjà mis en œuvre Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2013 Incitations Date de mise en œuvre (*) PCE : point de comptage et d’estimation. e) Qualité des relevés JJ transmis au GRT (12) pour les allocations journalières aux PITD : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Somme pour chaque jour J du mois M du nombre de valeurs de consommations de clients télérelevés JJ intégrées dans les calculs d’allocations à J + 1)/(Somme pour chaque jour J du mois M du nombre de clients télérelevés JJ enregistrés dans le SI du GRD pour le jour J) (soit une valeur suivie) Toutes valeurs effectivement relevées Aucune valeur de repli/remplacement prise en compte Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Tous PITD du GRD confondus Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : mensuelle remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des incitations : mensuelle Périmètre Suivi Objectif Objectif de base : 94 % par mois Objectif cible : 98 % par mois Pénalités : 2 000 € par point en dessous de l’objectif de base Bonus : 2 000 € par point au-dessus de l’objectif cible Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Incitations Date de mise en œuvre (12) GRT : gestionnaire de réseau de transport de gaz naturel. f) Délai de transmission au GRT des estimations journalières de quantités enlevées par les fournisseurs aux PITD : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 de la valeur : Nombre de jours du mois M pour lesquels le GRD a transmis des allocations provisoires calculées à J + 1 dans le délai convenu entre le GRT et le GRD (soit une valeur suivie) . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Périmètre Tous PITD du GRD confondus Tous jours avec délai convenu respecté Tous jours avec délai convenu non respecté à la demande du GRT (ce jour est comptabilisé comme un jour où le délai convenu est respecté par le GRD) Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : mensuelle remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des incitations : annuelle Suivi Objectif Objectif de base : 358 jours par année Objectif cible : 361 jours par année Pénalités : 2 000 € par jour en dessous de l’objectif de base Bonus : 2 000 € par jour au-dessus de l’objectif cible Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Incitations Date de mise en œuvre g) Taux de disponibilité du portail Fournisseur : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 des ratios hebdomadaires de disponibilité jusqu’à la fin du mois M, sur des semaines complètes : (Nombre d’heures de disponibilité du portail durant la semaine)/(Nombre total d’heures d’ouverture prévues du portail durant la semaine) (soit une valeur suivie) Portail Fournisseur uniquement, toutes fonctionnalités accessibles des fournisseurs, hors Webservices Causes d’indisponibilités : tout fait empêchant, gênant ou ralentissant de façon importante l’utilisation du portail par les fournisseurs, programmé ou non Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : hebdomadaire remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des incitations : hebdomadaire et annuelle Périmètre Suivi Objectif Objectif de base : 99 % par semaine Objectif cible : 99,5 % par année calendaire Pénalités : 1 000 € par semaine strictement en dessous de l’objectif de base Bonus : 5 000 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal de l’objectif cible Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Incitations Date de mise en œuvre h) Taux de réponses aux réclamations Fournisseurs dans les 15 jours calendaires : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de réclamations fournisseurs clôturées dans les 15 jours calendaires durant le mois M)/(Nombre total de réclamations fournisseurs clôturées durant le mois M) (soit une valeur suivie) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au fournisseur (les réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites déposées sur le portail Fournisseur uniquement, y compris les réclamations pour rendez-vous non tenus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au fournisseur Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : mensuelle remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des indemnisations : mensuelle Périmètre Suivi Objectif Incitations : 100 % des réclamations fournisseurs écrites déposées sur le portail Fournisseur traitées dans les 15 jours calendaires Pénalités : 25 € par réclamation non traitée dans les 15 jours calendaires et signalée par les fournisseurs Versement : au CRCP . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Date de mise en œuvre : Déjà mis en œuvre i) Taux de réponses aux réclamations de clients finals dans les trente jours calendaires : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de réclamations écrites de clients finals clôturées dans les 30 jours calendaires durant le mois M)/(Nombre total de réclamations écrites de clients finals clôturées durant le mois M) (soit une valeur suivie) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client final (les réclamations dont la réponse doit être faite par le fournisseur au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (mail, courrier et portail Fournisseur) uniquement Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au client Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : mensuelle remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des indemnisations : mensuelle Périmètre Suivi Objectif Incitations 100 % des réclamations écrites de clients finals (courrier, mail) traitées dans les 30 jours calendaires Pénalités : 25 € par réclamation non traitée dans les 30 jours calendaires et signalée Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Date de mise en œuvre 5.2. Autres indicateurs de suivi de la qualité de service de Régaz-Bordeaux a) Indicateurs relatifs aux devis et interventions : LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL de l’indicateur PÉRIMÈTRE de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE de mise en œuvre Taux de changements de fournisseur réalisés dans les délais demandés Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de changements de fournisseurs clôturés durant le mois M dans le délai demandé)/(Nombre total de changements de fournisseurs clôturés durant le mois M) (soit deux valeurs suivies : – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, de la valeur : (Nombre moyen de jours nécessaires pour réaliser un changement de fournisseur durant le mois M) (soit deux valeurs suivies : – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de raccordements réalisés durant le mois M dans le délai convenu)/(Nombre de raccordements réalisés durant le mois M) (soit une valeur suivie) Tous changements de fournisseurs Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP pour le suivi en taux Mois Déjà mis en œuvre Délai moyen de réalisation d’un changement de fournisseur Tous changements de fournisseurs Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Tous raccordements de densification Tous clients confondus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Mois 1er juillet 2013 Taux de raccordements réalisés dans le délai convenu Mois 1er juillet 2013 b) Indicateurs relatifs à la relation avec les consommateurs finals : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL de l’indicateur PÉRIMÈTRE de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE de mise en œuvre Taux d’accessibilité du centre d’appel pour les consommateurs finals Remontée le 1er du mois M + 2, par numéro de centre d’appel, du ratio : (Nombres d’appel pris sur le mois M)/(Nombre d’appels reçus sur le mois M) (soit deux valeurs suivies : – no Accueil Raccordement ; interventions techniques ; – no Sécurité Dépannage) Tous types d’appel pris/reçus dans les plages horaires d’ouverture du centre d’appel Tous types d’interlocuteurs Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Mois Déjà mis en œuvre Nombre de réclamations de clients finals par nature Remontée le 1er du mois M + 2, par nature de réclamation, de la valeur : (Nombre total de réclamations écrites de clients finals clôturées durant le mois M) (soit huit valeurs suivies : – total ; – accueil ; – qualité de fourniture et réseau ; – gestion et réalisation des prestations ; – données de comptage ; – relance ; – réclamation ne relevant pas du GRD ; – gestion contractuelle) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client final (les réclamations dont la réponse doit être faite par le fournisseur au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (mail, courrier) uniquement Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle u n e r é p o n s e « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au client Mois Déjà mis en œuvre c) Indicateurs relatifs à la relation avec les fournisseurs : LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL de l’indicateur PÉRIMÈTRE de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE de mise en œuvre Nombre de réclamations de fournisseurs par nature Remontée le 1er du mois M + 2, par nature de réclamation, de la valeur : (Nombre total de réclamations écrites de fournisseurs clôturées durant le mois M) (soit huit valeurs suivies : – total ; – accueil ; – qualité de fourniture et réseau ; – gestion et réalisation des prestations ; – données de comptage ; – relance ; – réclamation ne relevant pas du GRD ; – gestion contractuelle) Délai moyen de traitement des réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre total de jours nécessaires pour traiter les réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires clôturées durant le mois M)/(Nombre total de réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires clôturées durant le mois M) (soit une valeur suivie) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au fournisseur (les réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites déposées sur le portail Fournisseur uniquement, y compris les réclamations pour rendez-vous non tenus Tous fournisseurs (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs), tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle u n e r é p o n s e « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au fournisseur Mois Déjà mis en œuvre Mois Déjà mis en œuvre d) Indicateurs relatifs à la relève et à la facturation : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL de l’indicateur PÉRIMÈTRE de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE de mise en œuvre Taux d’absence des clients de PCE 6M au relevé 3 fois et plus Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre d’index de PCE 6M estimés dans le mois M pour cause d’absence du client 3 fois et plus lors du relevé semestriel)/(Nombre de PCE 6M à relever dans le mois M) (soit une valeur suivie) Tous PCE 6M existants Tous index auto-relevés ou estimés pour cause d’absence du client au relevé Tous relevés cycliques et de MHS (relèves de souscriptions non prises en compte) Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Toutes modifications d’index, quel que soit le fait générateur, à l’exception des rectifications suites à MES pour les clients 6M Tous index réels, et également tous les index calculés pour les clients autres que 6M Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Toutes valeurs effectivement relevées Aucune valeur de repli/remplacement prise en compte Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Mois 1er juillet 2013 Taux d’index rectifié Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de PCE actifs dont l’index a été rectifié sur le mois M)/(Nombre total de PCE actifs sur le mois M) (soit une valeur suivie) Mois 1er juillet 2013 Qualité des relevés journaliers (JJ) transmis aux fournisseurs et au GRT pour les allocations mensuelles aux PITD Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Somme pour chaque jour J du mois M du nombre de PCE JJ télérelevés le jour J, dont la valeur relevée a été transmise aux fournisseurs et intégrée dans le calcul de l’allocation à M + 1)/(Somme pour chaque jour J du mois M du nombre de PCE JJ existants à télérelever le mois M) (soit une valeur suivie) Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Somme du nombre de PCE JM et de PCE MM relevés pendant le mois M, dont la valeur relevée a été transmise aux fournisseurs et intégrée dans le calcul de l’allocation à M + 1)/(Somme du nombre de PCE JM et de PCE MM existants à relever le mois M) (soit une valeur suivie) Remontée le 1er du mois M + 2 de la valeur : Délai en jours ouvrés, à partir du 1er du mois M + 1, de mise à disposition des valeurs définitives de relève JJ, JM et MM du mois M aux fournisseurs et de transmission au GRT des allocations mensuelles du mois M (soit une valeur suivie) Mois Déjà mis en œuvre Qualité des relevés mensuels (MM & JM) transmis aux fournisseurs et au GRT pour les allocations mensuelles aux PITD Toutes valeurs effectivement relevées Aucune valeur de repli/remplacement prise en compte Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Toutes valeurs effectivement relevées + les valeurs de repli/remplacement prises en compte dans le calcul des allocations mensuelles et retenues pour la facturation Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Mois Déjà mis en œuvre Délai de publication des relevés journaliers et mensuels (JJ, JM et MM) aux fournisseurs et de transmission des allocations mensuelles au GRT Mois Déjà mis en œuvre C. Tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Réseau GDS Le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Réseau GDS, autres que ceux concédés en application des dispositions de l’article L. 432-6 du code de l’énergie, est péréqué à l’intérieur de la zone de desserte de Réseau GDS. Le tarif défini ci-dessous est conçu pour s’appliquer pour une durée d’environ quatre ans à compter du 1er juillet 2013, avec un ajustement mécanique au 1er juillet de chaque année. 1. Tarif péréqué de Réseau GDS applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 Options tarifaires principales : – pour les réseaux publics de distribution de gaz naturel à l’intérieur de la zone de desserte de Réseau GDS, le tarif d’utilisation est le suivant : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 OPTION TARIFAIRE ABONNEMENT ANNUEL (en €) PRIX PROPORTIONNEL (en €/MWh) TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE de capacité journalière (en €/MWh/j) T1 T2 T3 T4 47,16 212,76 679,80 14 926,80 41,46 8,28 6,46 1,05 265,56 Option « tarif de proximité » (TP) : Les termes tarifaires de l’option « tarif de proximité » sont les suivants : OPTION TARIFAIRE ABONNEMENT ANNUEL (en €) TERME DE SOUSCRITPION ANNUELLE de capacité journalière (en €/MWh/j) TERME ANNUEL à la distance (en €/mètre) TP 30 111,00 60,00 111,48 Un coefficient multiplicateur est appliqué au terme annuel à la distance. Il est égal à : 1 si la densité de population de la commune est inférieure à 400 habitants par km2 ; 1,75 si la densité de population de la commune est comprise entre 400 habitants par km2 et 4 000 habitants par km2 ; 3 si la densité de population de la commune est supérieure à 4 000 habitants par km2. 2. Tarif péréqué de Réseau GDS applicable à compter du 1er juillet 2014 La grille tarifaire de Réseau GDS est ajustée mécaniquement au 1er juillet de chaque année A, à compter du 1er juillet 2014, par l’application à l’ensemble des termes tarifaires en vigueur au 30 juin de l’année A, du pourcentage de variation suivant : Z = IPC – X + k IPC est le taux d’inflation correspondant, pour un ajustement de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A, à la variation annuelle moyenne sur l’année calendaire A – 1 de l’indice des prix à la consommation hors tabac tel que calculé par l’INSEE pour l’ensemble des ménages France entière (13). X est le facteur d’évolution annuel sur la grille tarifaire égal à – 0,99 %. k est l’évolution de la grille tarifaire, exprimée en pourcentage, résultant de l’apurement du solde du CRCP. La grille tarifaire résultante est publiée par la CRE avant le 1er juillet de chaque année au Journal officiel de la République française et transmise aux ministres chargés de l’énergie et de l’économie. (13) La variation annuelle moyenne sur l’année A – 1 est égale au taux d’évolution en pourcentage de l’indice moyen annuel, correspondant à la moyenne arithmétique simple des douze indices mensuels de l’année, soit de janvier à décembre, des prix à la consommation hors tabac pour l’ensemble des ménages France entière (série no 641194), entre les années A – 2 et A – 1. 2.1. Calcul du solde du CRCP Le solde du CRCP est calculé par la CRE pour chaque année de la période tarifaire selon les modalités décrites dans le tableau ci-dessous. Lorsque le montant définitif de certains écarts n’est pas connu avec certitude au moment de ce calcul, une estimation est effectuée sur la base de la meilleure information disponible à ce moment. Une correction de cette estimation est effectuée lors de l’année suivante sur la base des valeurs définitives. POSTES COUVERTS par le CRCP PART DU MONTANT couverte par le CRCP MODE DE CALCUL du montant pour chaque poste Charges de capital 100 % Différence entre : – le montant de charges de capital calculé ex-post sur la base des données réalisées en matière d’investissements, de sorties d’actifs de la BAR et d’inflation ; – l’hypothèse de charges de capital incluse dans le revenu à recouvrer par le tarif, corrigée de l’inflation réelle constatée à partir de l’année 2014 A ce solde s’ajoutent les incitations financières générées par le mécanisme d‘incitation à la maîtrise des coûts des programmes d’investissements, hors investissements de sécurité et cartographie . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 POSTES COUVERTS par le CRCP PART DU MONTANT couverte par le CRCP MODE DE CALCUL du montant pour chaque poste Revenus perçus sur les termes tarifaires proportionnels aux quantités de gaz acheminées sur le réseau de distribution 100 % Différence entre : – le revenu lié aux quantités de gaz acheminées calculé ex-post, sur la base des quantités de gaz semestrielles et par option tarifaire réellement acheminées sur la période considérée ; – le revenu lié aux prévisions semestrielles et par option tarifaire de quantités de gaz acheminées, utilisées pour établir le tarif appliqué au cours de la période considérée Différence entre : – le revenu perçu par l’opérateur, calculé ex-post sur la base du nombre de prestations réalisées et des prix des prestations après évolution ; – le revenu qu’aurait perçu l’opérateur si les prix n’avaient pas évolué, calculé ex-post sur la base du nombre de prestations réalisées et des prix des prestations qui auraient été appliqués selon les formules d’indexation mentionnées dans le catalogue des prestations Montant des pénalités facturées pendant la période considérée. Revenus perçus sur les prestations catalogue en cas d’une évolution des prix de ces prestations différente de celle résultant des formules d’indexation mentionnées dans le catalogue de prestations 100 % Pénalités perçues par Réseau GDS pour les dépassements de capacités souscrites pour les clients bénéficiant des options T4 et TP Incitations financières générées par le mécanisme de régulation incitative de la qualité de service 100 % 100 % Montant des pénalités et/ou bonus liés aux indicateurs de qualité de service soumis à incitations financières, hormis celui relatif au respect des rendez-vous. Le solde du CRCP calculé pour une année calendaire A est apuré de la manière suivante : – la partie de ce solde impliquant une évolution de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A + 1, inférieure ou égale à 2 % en valeur absolue, est apurée en totalité à cette date. Elle détermine le terme k ; – le reste du solde est reporté au CRCP calculé pour l’année calendaire A + 1, le cas échéant. L’écart éventuel entre le solde définitif et le solde provisoire du CRCP de l’année 2012 défini dans ce tarif sera intégré au solde du CRCP de l’année 2013. Pour l’année 2013, le calcul des écarts est effectué avec des seuils définis sur la base des données prévisionnelles du premier semestre 2013 précisées dans l’arrêté tarifaire du 24 juin 2009 et sur celles du second semestre 2013 précisées dans la présente délibération tarifaire. Les montants pris en compte dans le CRCP sont actualisés à un taux d’intérêt équivalent au taux sans risque retenu dans le cadre de la présente délibération tarifaire. Ce taux est fixé à 4,2 % par an, nominal, avant impôt et s’applique sur une période de : 18 mois pour les écarts constatés sur les années 2013, 2014, 2015 et 2016 ; 12 mois pour le solde du CRCP éventuellement reporté d’une année sur l’autre. A la fin de la période tarifaire, le solde du CRCP constitué des écarts constatés pour l’année 2016 et des montants reportés au titre des années précédentes est pris en compte pour définir le tarif pour la période tarifaire suivante. En complément, les conséquences financières des audits conduits par la CRE seront prises en compte au CRCP. 2.2. Valeurs de référence des postes de charges et de revenus soumis au mécanisme de CRCP Prévisions de charges soumises au mécanisme de CRCP : EN K€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Charges de capital (à corriger de l’inflation réelle constatée à partir de 2014) 24 431 25 187 25 683 25 998 Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T1 T2 T3 T4 93 167 1 691 882 1 325 531 1 217 269 94 211 1 710 831 1 275 559 1 101 822 95 266 1 729 993 1 227 470 1 101 822 96 333 1 749 369 1 181 195 1 071 822 97 412 1 768 961 1 136 664 1 053 822 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 2.3. Autres valeurs de référence utilisées pour le calcul du terme k Prévisions de nombre moyen annuel de clients raccordés : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T1 T2 T3 T4 TP 40 866 67 404 1 597 50 4 40 866 67 404 1 597 48 4 40 866 67 404 1 597 48 3 40 866 67 404 1 597 48 3 40 866 67 404 1 597 48 3 Prévisions de souscription annuelle de capacités journalières (en MWh/jour) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T4 TP 7 139 2 770 6 309 2 620 6 309 1 020 6 129 1 020 5 989 1 020 Prévisions de distance pour le tarif de proximité (en m) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 TP 2 559 2 559 1 971 1 971 1 971 2.4. Modalités de passage de prévisions annuelles à des prévisions semestrielles Nota. – Réseau GDS fonctionne en année gazière, soit du 1er octobre de l’année n au 30 septembre de l’année n + 1. Ventilation semestrielle pour une année A des quantités de gaz acheminées par option tarifaire : OPTION TARIFAIRE PREMIER SEMESTRE SECOND SEMESTRE T1 T2 T3 T4 51 % 54 % 56 % 53 % 49 % 46 % 44 % 47 % Ventilation semestrielle pour une année A du nombre de clients raccordés par option tarifaire : Le nombre de clients moyen raccordés du premier semestre est calculé comme suit : ([nombreclientmoyenannée A – 1 + nombreclientmoyenannée A]/2 + nombreclientmoyenannée A) 2 Le nombre de clients moyen raccordés du second semestre est calculé comme suit : ([nombreclientmoyenannée A + nombreclientmoyenannée A + 1]/2 + nombreclientmoyenannée A) 2 Ces deux formules s’appliquent également et de manière identique pour ventiler semestriellement par option tarifaire les prévisions de souscription annuelle de capacités journalières et de distance. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 3. Mécanisme d’incitation à la maîtrise des coûts des programmes d’investissement de Réseau GDS hors investissements de sécurité et de cartographie Le mécanisme d’incitation financière mis en œuvre s’applique aux écarts entre la trajectoire prévisionnelle de dépenses d’investissement, hors investissements de sécurité et de cartographie, prise en compte pour le tarif et les dépenses réelles de Réseau GDS correspondantes, selon les modalités suivantes : – tous les deux ans, soit en milieu et en fin de période tarifaire, l’écart éventuel entre les dépenses d’investissement prévues et les dépenses d’investissement réelles de Réseau GDS constaté sur les deux années écoulées est calculé. Cet écart au titre des deux années écoulées donne lieu à un calcul de charges de capital normatives de chaque année, sur la base du CMPC du présent tarif et d’une durée normative d’amortissement de 40 ans ; – 25 % de ce montant de charges de capital normatives vient en augmentation ou en diminution du montant des charges de capital calculées, respectivement en cas de dépenses réelles inférieures ou supérieures aux prévisions. Ce bonus (respectivement pénalité) est versé (respectivement repris) à Réseau GDS en milieu de période tarifaire via le poste de charges de capital du CRCP après l’analyse des évolutions des indicateurs quantitatifs de suivi de la réalisation des investissements et n’est pris en compte que pour un an. Le bonus (respectivement pénalité) calculé en fin de période tarifaire viendra en augmentation (respectivement en diminution) de l’évolution des charges à recouvrer dans le prochain tarif ; – ce bonus ou pénalité est plafonné en valeur absolue à 100 k€ par période de deux ans. Un ajustement des trajectoires prévisionnelles de référence pourra être décidé par la CRE au cas par cas, notamment lors d’évolutions réglementaires impliquant de nouveaux investissements conséquents ou si les dépenses d’investissement réelles se révèlent en cours de période très inférieures aux prévisions. La trajectoire d’investissements, hors investissements de sécurité et de cartographie, sur laquelle porte le mécanisme est la suivante : EN K€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 2017 Dépenses d’investissement hors investissements de sécurité et de cartographie 4 469 4 252 3 307 3 369 3 433 En complément de ce mécanisme, des indicateurs quantitatifs sont mis en place pour s’assurer que la maîtrise des coûts des programmes d’investissement par l’opérateur ne se fait pas au détriment de la réalisation des investissements et pour suivre et analyser les évolutions des coûts unitaires d’investissement. Ces indicateurs sont les suivants : – nombre de kilomètres de réseau neuf en développement et raccordements réalisés sur réseau neuf : Nombre de raccordements d’installations de biométhane : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Nombre de nouveaux branchements : Nombre de vérifications périodiques d’étalonnage de compteurs industriels (VPEi) et domestiques (VPEd) : Par ailleurs, quatre autres indicateurs quantitatifs de suivi de la réalisation des investissements sont suivis par la CRE, sans effet sur le mécanisme d’incitation à la maîtrise des coûts des programmes d’investissements. Pour Réseau GDS, ces indicateurs sont les suivants : Nombre de kilomètres de réseaux renouvelés : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Longueur en km de réseau renouvelé dans l’année Totalité des investissements de renouvellement . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Périmètre Canalisations de distribution Investissements de renouvellement comprenant réseau/ouvrages sur réseau, branchements et ouvrages en immeubles (hors concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE Nombre de kilomètres de réseaux posés en allongement ou remplacement de restructuration/renforcement : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Longueur en km de réseau posé dans l’année en allongement ou remplacement hors développement Canalisations de distribution Investissements de premier établissement hors développement et hors dispositifs de sécurité installés sur les ouvrages principaux Périmètre Investissements de premier établissement hors développement sur réseau/ouvrages sur réseau (en concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE Déplacement d’ouvrages à la demande de tiers : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Déplacement d’ouvrages à la demande de tiers Totalité des investissements relatifs à des déplacements et/ou modifications des installations du réseau concédé à la demande exclusive de tiers Totalité des investissements relatifs à des déplacements et/ou modifications des installations du réseau concédé à la demande exclusive de tiers Annuelle Périmètre Réseau/ouvrages sur réseau, branchements et ouvrages en immeubles Fréquence de remontée à la CRE Nombre de plans géoréférencés dans l’année : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de plans géoréférencés dans l’année (nouveaux plans et plans existants, déjà numérisés ou non) Géoréférencement des plans Investissements de géoréférencement Périmètre Géoréférencement des plans (évolution du système d’information associé exclue) (immobilisations incorporelles - hors concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE 4. Mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz de Réseau GDS 4.1. Mécanisme Le mécanisme consiste en le suivi sur la période 2013-2016 d’un indicateur : la somme des nouveaux logements mis en gaz. Deux trajectoires prévisionnelles ont été définies pour cet indicateur : – une trajectoire de référence, présentant les valeurs prévisionnelles de l’indicateur correspondant au budget de promotion de l’usage du gaz couvert par le tarif ATRD4 de l’opérateur ; – une trajectoire de base, présentant les valeurs prévisionnelles de l’indicateur correspondant à l’absence de couverture par le tarif ATRD4 de l’opérateur de toute charge relative à la promotion de l’usage du gaz. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Le mécanisme de régulation incitative s’applique aux écarts calculés au 30 septembre 2016 entre le réalisé et la trajectoire de référence de cet indicateur. Si la trajectoire de référence n’est pas atteinte, le mécanisme conduit à une pénalité pour Réseau GDS, calculée selon les modalités suivantes : Le montant maximal de pénalité pouvant être appliquée à Réseau GDS est plafonné : il est égal à 1/6 du total de charges relatives à la promotion de l’usage du gaz couvertes par son tarif ATRD4, soit 470 k€ sur l’ensemble de la période tarifaire. Le montant de cette pénalité éventuelle viendra en diminution de l’évaluation des charges à recouvrer dans le prochain tarif. L’opérateur devra également présenter en milieu et en fin de période tarifaire aux acteurs de marché, dans le cadre du GTG, l’état d’avancement du plan d’action mis en œuvre dans ce domaine ainsi que le bilan des actions qui auront été menées. 4.2. Valeurs de référence soumises au mécanisme Les trajectoires prévisionnelles de référence et de base (en cumul de nouveaux logements mis en gaz) sont les suivantes : 2013 2014 2015 2016 Cumul de nouveaux logements mis en gaz Trajectoire de référence 2 729 5 459 8 188 10 917 Trajectoire de base 649 1 298 1 947 2 596 5. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Réseau GDS Un suivi de la qualité de service est mis en place pour Réseau GDS sur les domaines clés de l’activité de l’opérateur. Ce suivi est constitué d’indicateurs transmis régulièrement par Réseau GDS à la CRE et rendus publics sur son site internet grand public. Certains indicateurs particulièrement importants pour le bon fonctionnement du marché sont soumis à un système d’incitation financière. Les indicateurs de suivi de la qualité de service transmis par Réseau GDS à la CRE doivent être certifiés par un organisme extérieur. En outre, le mécanisme de suivi de la qualité de service de Réseau GDS pourra être soumis à tout audit que la CRE jugera utile. Les valeurs des indicateurs sont calculées et remontées à la CRE avec deux décimales. 5.1. Indicateurs de suivi de la qualité de service de Réseau GDS donnant lieu à incitation financière a) Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 de la valeur : Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD et indemnisés durant le mois M (soit deux valeurs suivies : – pour les clients T1/T2 ; – pour les clients T3/T4/TP) . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Périmètre Tous rendez-vous programmés, donc validés par le GRD Tous rendez-vous pour intervention avec déplacement d’un agent du GRD et présence du client, non tenus du fait du GRD : – jusqu’au 30 juin 2013 : tous rendez-vous signalés par les fournisseurs dans les 90 jours calendaires par courrier ou mail ; – à compter du 1er juillet 2013 : tous rendez-vous non respectés automatiquement identifiés par l’opérateur Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : mensuelle remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des indemnisations : mensuelle Suivi Objectif Incitations 100 % des rendez-vous non tenus automatiquement détectés par l’opérateur sont indemnisés Pénalités : montants identiques à ceux facturés par Réseau GDS en cas de non-exécution d’une intervention programmée du fait du client ou du fournisseur (absence au rendez-vous, etc.), pour chaque rendez-vous non tenu Versement : direct aux fournisseurs Déjà mis en œuvre Mise en œuvre au 1er juillet 2013 de la détection automatique par l’opérateur des rendez-vous planifiés non respectés par le GRD Date de mise en œuvre b) Taux de mises en service (MES) réalisées dans les délais demandés : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de MES clôturées durant le mois M dans le délai demandé [si ce délai est supérieur au délai catalogue] ou dans un délai ͨ au délai catalogue [si le délai demandé est inférieur au délai catalogue])/(Nombre total de MES clôturées durant le mois M) (soit trois valeurs suivies : – tous clients confondus ; – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Toutes MES avec déplacement (avec/sans pose compteur), hors MES express Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : mensuelle remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectif Seule la valeur globale du taux (tous clients confondus) est incitée financièrement : – objectif de base : 95,5 % par année calendaire ; – objectif cible : 97 % par année calendaire Pénalités : 10 000 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 10 000 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Mise en œuvre du suivi : 1er juillet 2013 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2013 Incitations Date de mise en œuvre c) Taux de mises hors service (MHS) réalisées dans les délais demandés : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de MHS clôturées durant le mois M dans le délai demandé [si ce délai est supérieur au délai catalogue] ou dans un délai ͨ au délai catalogue [si le délai demandé est inférieur au délai catalogue])/(Nombre total de MHS clôturées durant le mois M) (soit trois valeurs suivies : – tous clients confondus ; – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) MHS suite à résiliation du contrat (excepté les MHS pour impayé), à l’initiative du client MHS clôturée : lorsque l’acte technique de la MHS est réalisé Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : mensuelle remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Objectif Seule la valeur globale du taux (tous clients confondus) est incitée financièrement : – objectif de base : 96 % par année calendaire ; – objectif cible : 98 % par année calendaire Pénalités : 10 000 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 10 000 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Mise en œuvre du suivi : 1er juillet 2013 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2013 Incitations Date de mise en œuvre d) Taux de relevés semestriels (6M) sur index réels (relevés ou autorelevés) : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre d’index réels lus ou autorelevés sur le mois M de PCE [*] 6M)/(Nombre d’index de PCE 6M transmis sur le mois M) (soit une valeur suivie) Tous index réels lus ou auto-relevés pour les PCE 6M Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : mensuelle remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectifs Objectif de base : 95 % par année calendaire Objectif cible : 97 % par année calendaire Pénalités : 10 000 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 10 000 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Suivi : déjà mis en œuvre Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2013 Incitations Date de mise en œuvre (*) PCE : point de comptage et d’estimation. e) Qualité des relevés JJ transmis au GRT (14) : gestionnaire de réseau de transport de gaz naturel pour les allocations journalières aux PITD : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Somme pour chaque jour J du mois M du nombre de valeurs de consommations de clients télérelevés JJ intégrées dans les calculs d’allocations à J + 1)/(Somme pour chaque jour J du mois M du nombre de clients télérelevés JJ enregistrés dans le SI du GRD pour le jour J) (soit une valeur suivie) Toutes valeurs effectivement relevées Aucune valeur de repli/remplacement prise en compte Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Tous PITD du GRD confondus Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : mensuelle remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des incitations : mensuelle Périmètre Suivi Objectif Objectif de base : 94 % par mois Objectif cible : 98 % par mois Pénalités : 2 000 € par point en dessous de l’objectif de base Bonus : 2 000 € par point au-dessus de l’objectif cible Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Incitations Date de mise en œuvre : (14) GRT : gestionnaire de réseau de transport de gaz naturel. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 f) Délai de transmission au GRT des estimations journalières de quantités enlevées par les fournisseurs aux PITD : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 de la valeur : Nombre de jours du mois M pour lesquels le GRD a transmis des allocations provisoires calculées à J + 1 dans le délai convenu entre le GRT et le GRD (soit une valeur suivie) Tous PITD du GRD confondus Tous jours avec délai convenu respecté Tous jours avec délai convenu non respecté à la demande du GRT (ce jour est comptabilisé comme un jour où le délai convenu est respecté par le GRD) Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : mensuelle remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des incitations : annuelle Périmètre Suivi Objectif Objectif de base : 358 jours par année Objectif cible : 361 jours par année Pénalités : 2 000 € par jour en dessous de l’objectif de base Bonus : 2 000 € par jour au-dessus de l’objectif cible Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Incitations Date de mise en œuvre g) Taux de disponibilité du portail Fournisseur : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 des ratios hebdomadaires de disponibilité jusqu’à la fin du mois M, sur des semaines complètes : (Nombre d’heures de disponibilité du portail durant la semaine)/(Nombre total d’heures d’ouverture prévues du portail durant la semaine) (soit une valeur suivie) Portail Fournisseur uniquement, toutes fonctionnalités accessibles des fournisseurs, hors Webservices Causes d’indisponibilités : tout fait empêchant, gênant ou ralentissant de façon importante l’utilisation du portail par les fournisseurs, programmé ou non Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : hebdomadaire remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des incitations : hebdomadaire et annuelle Périmètre Suivi Objectif Objectif de base : 99 % par semaine Objectif cible : 99,5 % par année Pénalités : 1 000 € par semaine strictement en dessous de l’objectif de base Bonus : 5 000 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal de l’objectif cible Versement : au CRCP Suivi : déjà mis en œuvre Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2013 Incitations Date de mise en œuvre h) Taux de réponses aux réclamations Fournisseurs dans les 15 jours calendaires : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de réclamations fournisseurs clôturées dans les 15 jours calendaires durant le mois M)/(Nombre total de réclamations fournisseurs clôturées durant le mois M) (soit une valeur suivie) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au fournisseur (les réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail, fax) uniquement, y compris les réclamations pour rendez-vous non tenus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au fournisseur Périmètre . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Suivi Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : mensuelle remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des indemnisations : mensuelle Objectif 100 % des réclamations fournisseurs écrites (courrier, mail) traitées dans les 15 jours calendaires Incitations Pénalités : 25 € par réclamation non traitée dans les 15 jours calendaires et signalée par les fournisseurs Versement : au CRCP Date de mise en œuvre Déjà mis en œuvre i) Taux de réponses aux réclamations de clients finals dans les 21 jours calendaires : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de réclamations écrites de clients finals clôturées dans les 21 jours calendaires durant le mois M)/(Nombre total de réclamations écrites de clients finals clôturées durant le mois M) (soit une valeur suivie) Périmètre Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client final (les réclamations dont la réponse doit être faite par le fournisseur au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail, fax) uniquement Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au client Suivi Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : mensuelle remontée à la CRE : mensuelle publication : mensuelle calcul des indemnisations : mensuelle Objectif 100 % des réclamations de clients finals (courrier, mail, fax) traitées dans les 21 jours calendaires Incitations Pénalités : 25 € par réclamation non traitée dans les 21 jours calendaires et signalée Versement : au CRCP Date de mise en œuvre Déjà mis en œuvre 5.2. Autres indicateurs de suivi de la qualité de service de Réseau GDS a) Indicateur relatif à l’environnement : LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE de mise en œuvre Emission de gaz à effet de serre dans l’atmosphère rapportée à l’énergie acheminée Remontée le 1er du mois d’avril de l’année A + 1 du ratio : (Tonnes de gaz à effet de serre (équivalent CO2) émis dans l’atmosphère sur l’année A)/(Quantités de gaz acheminées sur le réseau du GRD sur l’année A) (soit une valeur suivie) Emissions de gaz à effet de serre (équivalent CO2) émis par l’activité de Réseau GDS Année 1er avril 2013 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 b) Indicateurs relatifs aux devis et interventions : LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL de l’indicateur PÉRIMÈTRE de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE de mise en œuvre Taux de changements de fournisseur réalisés dans les délais demandés Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de changements de fournisseurs clôturés durant le mois M dans les délais demandés)/(Nombre total de changements de fournisseurs clôturés durant le mois M) (soit deux valeurs suivies : – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, de la valeur : Nombre moyen de jours nécessaires pour réaliser un changement de fournisseur durant le mois M (soit deux valeurs suivies : – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de raccordements mis en gaz durant le mois M dans le délai convenu)/(Nombre de raccordements mis en gaz durant le mois M) (soit une valeur suivie) Tous changements de fournisseurs, excepté ceux ayant lieu lors des MES pour un local dont l’installation est encore en service Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Tous changements de fournisseurs Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Mois Déjà mis en œuvre Délai moyen de réalisation d’un changement de fournisseur Mois 1er juillet 2013 Taux de mises en gaz réalisés dans le délai convenu Tous raccordements de densification Tous clients confondus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Mois 1er juillet 2013 c) Indicateurs relatifs à la relation avec les consommateurs finals : LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL de l’indicateur PÉRIMÈTRE de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE de mise en œuvre Nombre de réclamations de clients finals par nature Remontée le 1er du mois M + 2, par nature de réclamation, de la valeur : Nombre total de réclamations écrites de clients finals clôturées durant le mois M (soit huit valeurs suivies : – total ; – concession/développement ; – construction des ouvrages ; – conduite et entretien des ouvrages ; – acheminement/livraison ; – logistique ; – pilotage des ouvrages ; – codes de bonne conduite) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client final (les réclamations dont la réponse doit être faite par le fournisseur au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (mail, courrier, fax) uniquement Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au client Mois Déjà mis en œuvre d) Indicateurs relatifs à la relation avec les fournisseurs : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL de l’indicateur PÉRIMÈTRE de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE de mise en œuvre Nombre de réclamations de fournisseurs par nature Remontée le 1er du mois M + 2, par nature de réclamation, de la valeur : Nombre total de réclamations écrites de fournisseurs clôturées durant le mois M (soit huit valeurs suivies : – total ; – concession/développement ; – construction des ouvrages ; – conduite et entretien des ouvrages ; – acheminement/livraison ; – logistique ; – pilotage des ouvrages ; – codes de bonne conduite) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au fournisseur (les réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail, fax) uniquement, y compris les réclamations pour rendez-vous non tenus Tous fournisseurs (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs), tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au fournisseur Mois Déjà mis en œuvre Délai moyen de traitement des réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre total de jours nécessaires pour traiter les réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires clôturées durant le mois M)/(Nombre total de réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires clôturées durant le mois M) (soit une valeur suivie) Mois Déjà mis en œuvre e) Indicateurs relatifs à la relève et la facturation : LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL de l’indicateur PÉRIMÈTRE de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE de mise en œuvre Taux d’absence des clients de PCE 6M au relevé 3 fois et plus Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre d’index de PCE 6M autorelevés ou estimés dans le mois M pour cause d’absence du client 3 fois et plus lors du relevé semestriel)/(Nombre de PCE 6M à relever dans le mois M) (soit une valeur suivie) Tous PCE 6M existants Tous index autorelevés ou estimés pour cause d’absence du client au relevé Tous relevés cycliques et de MHS (relèves de souscriptions non prises en compte) Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Toutes prestations de vérification de données de comptage (avec/sans déplacement) Tous index réels et calculés Une prestation n’est pas facturée si une anomalie imputable au GRD est identifiée Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Tous PCE JJ existants Tous relevés cycliques et de MHS (relèves de MES non prises en compte) Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Mois Déjà mis en œuvre Nombre de prestations de vérification de données de comptage aboutissant à une correction d’index Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de prestations de vérification de données de comptage clôturées durant le mois M mais non facturées)/(Nombre de milliers de PCE relevés ou télé-relevés sur le mois M) (soit deux valeurs suivies : – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Mois Déjà mis en œuvre Taux de publication des relèves JJ (télérelevés journaliers) Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Somme pour chaque jour J du mois M du nombre de PCE JJ télérelevés le jour J, dont la valeur définitive de relève a été transmise aux fournisseurs au plus tard le huitième jour ouvré du mois M + 1)/(Somme pour chaque jour J du mois M du nombre de PCE JJ existants à télérelever) (soit une valeur suivie) Mois Déjà mis en œuvre . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL de l’indicateur PÉRIMÈTRE de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE de mise en œuvre Taux de publication des relèves JM et MM Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Somme pour chaque jour J du mois M du nombre de PCE JM et MM le jour J, dont la valeur définitive de relève a été transmise aux fournisseurs au plus tard le huitième jour ouvré du mois M + 1)/(Somme pour chaque jour J du mois M du nombre de PCE JM et MM existants à relever) Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Somme pour chaque jour J du mois M du nombre de PCE 6M le jour J, dont la valeur définitive de relève a été transmise aux fournisseurs au plus tard le huitième jour ouvré du mois M + 1)/(Somme pour chaque jour J du mois M du nombre de PCE 6M existants à relever) Tous PCE JM et MM existants Tous relevés cycliques et de MHS (relèves de MES non prises en compte) Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Mois 1er juillet 2013 Taux de publication des relèves 6M Tous PCE 6M existants Tous relevés cycliques et de MHS (relèves de MES non prises en compte) Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Mois 1er juillet 2013 D. Tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de GEG Le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de GEG, autres que ceux concédés en application des dispositions de l’article L. 432-6 du code de l’énergie, est péréqué à l’intérieur de la zone de desserte de GEG. Le tarif défini ci-dessous est conçu pour s’appliquer pour une durée d’environ quatre ans à compter du 1er juillet 2013, avec un ajustement mécanique au 1er juillet de chaque année. 1. Tarif péréqué de GEG applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 Options tarifaires principales : Pour les réseaux publics de distribution de gaz naturel à l’intérieur de la zone de desserte de GEG, le tarif d’utilisation est le suivant : ABONNEMENT ANNUEL (en €) PRIX PROPORTIONNEL (en €/MWh) TERME DE SOUSCRIPTION annuelle de capacité journalière (en €/MWh/j) OPTION TARIFAIRE T1 T2 T3 T4 39,60 153,60 871,56 17 589,24 31,44 9,26 6,50 0,89 226,44 Option « tarif de proximité » (TP) : Les termes tarifaires de l’option « tarif de proximité » sont les suivants : ABONNEMENT ANNUEL (en €) TERME DE SOUSCRIPTION annuelle de capacité journalière (en €/MWh/j) TERME ANNUEL à la distance (€/mètre) OPTION TARIFAIRE TP 29 342,52 81,72 53,52 Un coefficient multiplicateur est appliqué au terme annuel à la distance. Il est égal à : 1 si la densité de population de la commune est inférieure à 400 habitants par km2 ; 1,75 si la densité de population de la commune est comprise entre 400 habitants par km2 et 4 000 habitants par km2 ; 3 si la densité de population de la commune est supérieure à 4 000 habitants par km2. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Clients sans compteur individuel : Pour les clients finals ne disposant pas de compteur individuel, le tarif applicable est un forfait annuel de 60,36 €. 2. Tarif péréqué de GEG applicable à compter du 1er juillet 2014 La grille tarifaire de GEG est ajustée mécaniquement au 1er juillet de chaque année A, à compter du 1er juillet 2014, par l’application à l’ensemble des termes tarifaires en vigueur au 30 juin de l’année A, du pourcentage de variation suivant : Z = IPC – X + k IPC est le taux d’inflation correspondant, pour un ajustement de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A, à la variation annuelle moyenne sur l’année calendaire A – 1 de l’indice des prix à la consommation hors tabac tel que calculé par l’INSEE pour l’ensemble des ménages France entière (15). X est le facteur d’évolution annuel sur la grille tarifaire égal à – 2,86 %. k est l’évolution de la grille tarifaire, exprimée en pourcentage, résultant de l’apurement du solde du CRCP. La grille tarifaire résultante est publiée par la CRE avant le 1er juillet de chaque année au Journal officiel de la République française et transmise aux ministres chargés de l’énergie et de l’économie. (15) La variation annuelle moyenne sur l’année A – 1 est égale au taux d’évolution en pourcentage de l’indice moyen annuel, correspondant à la moyenne arithmétique simple des douze indices mensuels de l’année, soit de janvier à décembre, des prix à la consommation hors tabac pour l’ensemble des ménages France entière (série no 641194), entre les années A – 2 et A – 1. 2.1. Calcul du solde du CRCP Le solde du CRCP est calculé par la CRE pour chaque année de la période tarifaire selon les modalités décrites dans le tableau ci-dessous. Lorsque le montant définitif de certains écarts n’est pas connu avec certitude au moment de ce calcul, une estimation est effectuée sur la base de la meilleure information disponible à ce moment. Une correction de cette estimation est effectuée lors de l’année suivante sur la base des valeurs définitives. POSTES COUVERTS par le CRCP PART DU MONTANT couverte par le CRCP MODE DE CALCUL du montant pour chaque poste Charges de capital 100 % Différence entre : – le montant de charges de capital calculé ex-post sur la base des données réalisées en matière d’investissements, de sorties d’actifs de la BAR et d’inflation ; – l’hypothèse de charges de capital incluse dans le revenu à recouvrer par le tarif, corrigée de l’inflation réelle constatée à partir de l’année 2014. Différence entre : – le revenu lié aux quantités de gaz acheminées calculé ex-post, sur la base des quantités de gaz semestrielles et par option tarifaire réellement acheminées sur la période considérée ; – le revenu lié aux prévisions semestrielles et par option tarifaire de quantités de gaz acheminées, utilisées pour établir le tarif appliqué au cours de la période considérée. Différence entre : – le revenu perçu par l’opérateur, calculé ex-post sur la base du nombre de prestations réalisées et des prix des prestations après évolution ; – le revenu qu’aurait perçu l’opérateur si les prix n’avaient pas évolué, calculé ex-post sur la base du nombre de prestations réalisées et des prix des prestations qui auraient été appliqués selon les formules d’indexation mentionnées dans le catalogue des prestations. Montant des pénalités facturées pendant la période considérée. Revenus perçus sur les termes tarifaires proportionnels aux quantités de gaz acheminées sur le réseau de distribution 100 % Revenus perçus sur les prestations catalogue en cas d’une évolution des prix de ces prestations différente de celle résultant des formules d’indexation mentionnées dans le catalogue de prestations 100 % Pénalités perçues par GEG pour les dépassements de capacités souscrites pour les clients bénéficiant des options T4 et TP Incitations financières générées par le mécanisme de régulation incitative de la qualité de service 100 % 100 % Montant des pénalités et/ou bonus liés aux indicateurs de qualité de service soumis à incitations financières, hormis celui relatif au respect des rendez-vous. Le solde du CRCP calculé pour une année calendaire A est apuré de la manière suivante : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 – la partie de ce solde impliquant une évolution de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A + 1, inférieure ou égale à 2 % en valeur absolue, est apurée en totalité à cette date. Elle détermine le terme k ; – le reste du solde est reporté au CRCP calculé pour l’année calendaire A + 1, le cas échéant. L’écart éventuel entre le solde définitif et le solde provisoire du CRCP de l’année 2012 défini dans ce tarif sera intégré au solde du CRCP de l’année 2013. Pour l’année 2013, le calcul des écarts est effectué avec des seuils définis sur la base des données prévisionnelles du premier semestre 2013 précisées dans l’arrêté tarifaire du 24 juin 2009 et sur celles du second semestre 2013 précisées dans la présente délibération tarifaire. Les montants pris en compte dans le CRCP sont actualisés à un taux d’intérêt équivalent au taux sans risque retenu dans le cadre de la présente délibération tarifaire. Ce taux est fixé à 4,2 % par an, nominal, avant impôt et s’applique sur une période de : 18 mois pour les écarts constatés sur les années 2013, 2014, 2015 et 2016 ; 12 mois pour le solde du CRCP éventuellement reporté d’une année sur l’autre. A la fin de la période tarifaire, le solde du CRCP constitué des écarts constatés pour l’année 2016 et des montants reportés au titre des années précédentes est pris en compte pour définir le tarif pour la période tarifaire suivante. En complément, les conséquences financières des audits conduits par la CRE seront prises en compte au CRCP. 2.2. Valeurs de référence des postes de charges et de revenus soumis au mécanisme de CRCP Prévisions de charges soumises au mécanisme de CRCP : EN K€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Charges de capital (à corriger de l’inflation réelle constatée à partir de 2014) 3 690 3 794 3 789 3 790 Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T1 T2 T3 T4 20 410 346 016 168 628 69 812 19 065 338 575 166 920 69 812 17 807 331 274 165 219 69 812 16 632 324 111 163 525 69 812 15 533 317 083 161 839 69 812 2.3. Autres valeurs de référence utilisées pour le calcul du terme k Prévisions de nombre moyen annuel de clients raccordés : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 Forfait T1 T2 T3 T4 TP 161 16 337 25 572 268 3 1 161 15 416 25 279 268 3 1 161 14 548 24 988 268 3 1 161 13 728 24 701 268 3 1 161 12 955 24 417 268 3 1 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Prévisions de souscription annuelle de capacités journalières (en MWh/jour) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T4 TP 588 2 160 588 2 160 588 2 160 588 2 160 588 2 160 Prévisions de distance pour le tarif de proximité (en m) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 TP 3 3 3 3 3 2.4. Modalités de passage de prévisions annuelles à des prévisions semestrielles Ventilation semestrielle pour une année A des quantités de gaz acheminées par option tarifaire : OPTION TARIFAIRE PREMIER SEMESTRE SECOND SEMESTRE T1 T2 T3 T4 53 % 57 % 58 % 59 % 47 % 43 % 42 % 41 % Ventilation semestrielle pour une année A du nombre de clients raccordés par option tarifaire : Le nombre de clients moyen raccordés du premier semestre est calculé comme suit : ([nombreclientmoyenannée A – 1 + nombreclientmoyenannée A]/2 + nombreclientmoyenannée A) 2 Le nombre de clients moyen raccordés du second semestre est calculé comme suit : ([nombreclientmoyenannée A + nombreclientmoyenannée A + 1]/2 + nombreclientmoyenannée A) 2 Ces deux formules s’appliquent également et de manière identique pour ventiler semestriellement par option tarifaire les prévisions de souscription annuelle de capacités journalières et de distance. 3. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d’investissement de GEG hors investissements de sécurité et de cartographie Des indicateurs quantitatifs de suivi de la réalisation des programmes d’investissement de GEG sont mis en place pour suivre et analyser les évolutions des coûts unitaires d’investissement de l’opérateur. Ces indicateurs sont les suivants : Nombre de kilomètres de réseau total/posé/déposé : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Longueur en km de réseau total/posé/déposé dans l’année en développement Canalisations de distribution. Pour posé et déposé, cela peut être des réseaux déviés et/ou du développement Totalité des investissements de développement Périmètre Investissements de développement comprenant réseau/ouvrages sur réseau, branchements et ouvrages en immeubles (en concession) Fréquence de remontée à la CRE Annuelle . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Nombre de vérifications périodiques d’étalonnage de compteurs industriels (VPEi) : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de VPEi effectuées dans l’année, que celles-ci aient donné lieu ou non à un remplacement du compteur Compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h Totalité des investissements sur compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h, identifiés par leur catégorie d’actifs Périmètre Compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h (hors concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE Nombre de vérifications périodiques d’étalonnage de compteurs domestiques (VPEd) : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de VPEd effectuées dans l’année, que celles-ci aient donné lieu ou non à un remplacement du compteur Compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h Totalité des investissements sur compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h Périmètre Compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h (hors concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE Déplacement d’ouvrages à la demande de tiers : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Déplacement d’ouvrages à la demande de tiers Totalité des investissements relatifs à des déplacements et/ou modifications des installations du réseau concédé à la demande exclusive de tiers Totalité des investissements relatifs à des déplacements et/ou modifications des installations du réseau concédé à la demande exclusive de tiers Annuelle Périmètre Réseau/ouvrages sur réseau, branchements et ouvrages en immeubles Fréquence de remontée à la CRE 4. Mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz de GEG 4.1. Mécanisme Le mécanisme consiste en le suivi sur la période 2013-2016 d’un indicateur : le nombre moyen annuel de points de livraison raccordés au réseau de l’opérateur. Deux trajectoires prévisionnelles ont été définies pour cet indicateur : – une trajectoire de référence, identique à celle retenue pour définir le tarif ATRD4 de GEG et correspondant au budget de promotion de l’usage du gaz couvert par le tarif ATRD4 de l’opérateur ; – une trajectoire de base, présentant les valeurs prévisionnelles de l’indicateur inférieures de 2,5 % aux valeurs de la trajectoire de référence. Le mécanisme de régulation incitative s’applique aux écarts calculés au 31 décembre 2016 entre le réalisé et la trajectoire de référence de cet indicateur. Si la trajectoire de référence n’est pas atteinte, le mécanisme peut conduire à une pénalité pour GEG, calculée selon les modalités suivantes : Si la valeur réelle est comprise entre la valeur de référence et la valeur de base Si la valeur réelle est inférieure ou égale à la valeur de base Aucune pénalité Pénalité = 148 k€ Le montant forfaitaire de pénalité pouvant être appliqué à GEG est égal à 1/6 du total de charges relatives à la promotion de l’usage du gaz et à la communication générale couvertes par le tarif ATRD4 de l’opérateur, soit 148 k€ sur l’ensemble de la période tarifaire. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Le montant de cette pénalité éventuelle viendra en diminution de l’évaluation des charges à recouvrer dans le prochain tarif. L’opérateur devra également présenter en milieu et en fin de période tarifaire aux acteurs de marché, dans le cadre du GTG, l’état d’avancement du plan d’action mis en œuvre dans ce domaine, ainsi que le bilan des actions qui auront été menées. 4.2. Valeurs de référence soumises au mécanisme Les trajectoires de référence sont les suivantes : 2013 2014 2015 2016 Nombre moyen annuel de points de livraison (hors clients au forfait) Trajectoire de référence 42 181 40 967 39 808 38 701 Trajectoire de base 41 127 39 943 38 813 37 734 5. Mécanisme de régulation de la qualité de service de GEG Un suivi de la qualité de service est mis en place pour GEG sur les domaines clés de l’activité de l’opérateur. Ce suivi est constitué d’indicateurs transmis régulièrement par GEG à la CRE et rendus publics sur son site internet grand public. Certains indicateurs particulièrement importants pour le bon fonctionnement du marché sont soumis à un système d’incitation financière. Les indicateurs de suivi de la qualité de service transmis par GEG à la CRE doivent être certifiés par un organisme extérieur. En outre, le mécanisme de suivi de la qualité de service de GEG pourra être soumis à tout audit que la CRE jugera utile. Les valeurs des indicateurs sont calculées et remontées à la CRE avec deux décimales. 5.1. Indicateurs de suivi de la qualité de service de GEG donnant lieu à incitation financière a) Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 de la valeur : Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD durant le trimestre M – 2/M (soit deux valeurs suivies : – pour les clients T1/T2 ; – pour les clients T3/T4/TP) Tous rendez-vous programmés, donc validés par le GRD Tous rendez-vous pour intervention avec déplacement d’un agent du GRD et présence du client, non tenus du fait du GRD : – jusqu’au 31 décembre 2013 : tous rendez-vous signalés par les fournisseurs dans les 90 jours calendaires ; – à compter du 1er janvier 2014 : tous rendez-vous non respectés automatiquement identifiés par l’opérateur Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : trimestrielle remontée à la CRE : trimestrielle publication : trimestrielle calcul des indemnisations : trimestrielle Périmètre Suivi Objectif 100 % des rendez-vous non tenus qui n’ont pas fait l’objet d’une replanification à la demande du client pour une réalisation de la prestation sous 24 heures : – jusqu’au 31 décembre 2013 : signalés par les fournisseurs dans les 90 jours calendaires ; – à compter du 1er janvier 2014 : automatiquement détectés par l’opérateur sont indemnisés Pénalités : montants identiques à ceux facturés par GEG en cas de non-exécution d’une intervention programmée du fait du client ou du fournisseur (absence au rendez-vous, etc.), en fonction de l’option tarifaire du client, pour chaque rendez-vous non tenu Versement : direct aux fournisseurs Déjà mis en œuvre Mise en œuvre au 1er janvier 2014 de la détection automatique par l’opérateur des rendez-vous planifiés non respectés par le GRD Incitations Date de mise en œuvre . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 b) Taux de mises en service (MES) réalisées dans les délais demandés : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de MES clôturées durant le trimestre M – 2/M dans le délai demandé [si ce délai est supérieur au délai catalogue] ou dans un délai ͨ au délai catalogue [si le délai demandé est inférieur au délai catalogue])/(Nombre total de MES clôturées durant le trimestre M – 2/M) (soit trois valeurs suivies : – tous clients confondus ; – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Toutes MES avec déplacement (avec/sans pose compteur), hors MES express Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : trimestrielle remontée à la CRE : trimestrielle publication : trimestrielle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectif Seule la valeur globale du taux (tous clients confondus) est incitée financièrement : – objectif de base : 95,5 % par année calendaire ; – objectif cible : 97 % par année calendaire Pénalités : 2 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 2 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Mise en œuvre du suivi : 1er janvier 2014 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 Incitations Date de mise en œuvre c) Taux de mises hors service (MHS) réalisées dans les délais demandés : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : Nombre de MHS clôturées durant le trimestre M – 2/M dans le délai demandé (si ce délai est supérieur au délai catalogue) ou dans un délai ͨ au délai catalogue (si le délai demandé est inférieur au délai catalogue)/(Nombre total de MHS clôturées durant le trimestre M – 2/M) (soit trois valeurs suivies : – tous clients confondus ; – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) MHS suite à résiliation du contrat (excepté les MHS pour impayé), à l’initiative du client MHS clôturée : lorsque l’acte technique de la MHS est réalisé Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : trimestrielle remontée à la CRE : trimestrielle publication : trimestrielle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectif Seule la valeur globale du taux (tous clients confondus) est incitée financièrement : – objectif de base : 96 % par année calendaire ; – objectif cible : 98 % par année calendaire Pénalités : 2 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 2 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Mise en œuvre du suivi : 1er janvier 2014 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 Incitations Date de mise en œuvre d) Taux de relevés semestriels (6M) sur index réels (relevés ou autorelevés) : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre d’index réels lus ou autorelevés durant le trimestre M – 2/M de PCE 6M)/(Nombre d’index de PCE à relever durant le trimestre M – 2/M) (soit une valeur suivie) . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Périmètre Tous index réels lus ou autorelevés pour les PCE 6M Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Index gaz uniquement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : trimestrielle remontée à la CRE : trimestrielle publication : trimestrielle calcul des indemnisations : annuelle Suivi Objectifs Objectif de base : 95 % par année calendaire Objectif cible : 97 % par année calendaire Pénalités : 2 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 2 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Mise en œuvre du suivi : 1er janvier 2014 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 Incitations Date de mise en œuvre e) Taux de disponibilité du portail fournisseur : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 des ratios hebdomadaires de disponibilité jusqu’à la fin du trimestre M – 2/M, sur des semaines complètes : (Nombre d’heures de disponibilité du portail durant la semaine)/(Nombre total d’heures d’ouverture prévues du portail durant la semaine) (soit une valeur suivie) Portail Fournisseur uniquement, toutes fonctionnalités accessibles des fournisseurs, hors webservices Causes d’indisponibilités : tout fait empêchant, gênant ou ralentissant de façon importante l’utilisation du portail par les fournisseurs, programmé ou non Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : hebdomadaire remontée à la CRE : trimestrielle publication : trimestrielle calcul des incitations : hebdomadaire et annuelle Périmètre Suivi Objectif Objectif de base : 96 % par semaine Objectif cible : 99 % par année Pénalités : 500 € par semaine strictement en dessous de l’objectif de base Bonus : 2 500 € par année calendaire si le taux est supérieur à l’objectif cible Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Incitations Date de mise en œuvre f) Taux de réponses aux réclamations fournisseurs dans les 15 jours calendaires : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de réclamations fournisseurs clôturées dans les 15 jours calendaires durant le trimestre M – 2/M)/(Nombre total de réclamations fournisseurs clôturées durant le trimestre M – 2/M) (soit une valeur suivie) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au fournisseur (les réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites déposées sur le portail Fournisseur uniquement, y compris les réclamations pour rendez-vous non tenus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au fournisseur Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : trimestrielle remontée à la CRE : trimestrielle publication : trimestrielle calcul des indemnisations : trimestrielle Périmètre Suivi Objectif 100 % des réclamations fournisseurs écrites déposées sur le portail Fournisseur traitées dans les 15 jours calendaires . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Incitations Pénalités : 25 € par réclamation non traitée dans les 15 jours calendaires et signalée par les fournisseurs Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Date de mise en œuvre g) Taux de réponses aux réclamations de clients finals dans les 30 jours calendaires : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de réclamations écrites de clients finals clôturées dans les 30 jours calendaires durant le trimestre M – 2/M)/(Nombre total de réclamations écrites de clients finals clôturées durant le trimestre M – 2/M) (soit une valeur suivie) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client final (les réclamations dont la réponse doit être faite par le fournisseur au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail et fax) uniquement Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au client Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : trimestrielle remontée à la CRE : trimestrielle publication : trimestrielle calcul des indemnisations : trimestrielle Périmètre Suivi Objectif Incitations 100 % des réclamations de clients finals (courrier, mail, fax) traitées dans les 30 jours calendaires Pénalités : 25 € par réclamation non traitée dans les 30 jours calendaires et signalée Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Date de mise en œuvre 5.2. Autres indicateurs de suivi de la qualité de service de GEG a) Indicateurs relatifs aux devis et interventions : FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR DATE DE MISE en œuvre Taux de changements de fournisseur réalisés dans les délais demandés Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de changements de fournisseurs clôturés durant le trimestre M – 2/M dans le délai demandé)/(Nombre total de changements de fournisseurs clôturés durant le trimestre M – 2/M) (soit une valeur suivie) Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, de la valeur : Nombre moyen de jours nécessaires pour réaliser un changement de fournisseur durant le trimestre M – 2/M (soit deux valeurs suivies : – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de raccordements réalisés durant le trimestre M – 2/M dans le délai convenu)/(Nombre de raccordements réalisés durant le trimestre M – 2/M) (soit une valeur suivie) Tous changements de fournisseurs, excepté ceux ayant lieu lors de MES pour un local dont l’installation est encore en service Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Trimestre 1er juillet 2013 Délai moyen de réalisation d’un changement de fournisseur Tous changements de fournisseurs Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Trimestre 1er juillet 2013 Taux de raccordements réalisés dans le délai convenu Tous raccordements confondus Tous clients confondus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Trimestre 1er janvier 2014 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 b) Indicateurs relatifs à la relation avec les consommateurs finals : FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR DATE DE MISE en œuvre Taux d’accessibilité du centre d’appel pour les consommateurs finals Remontée le 1er du mois M + 2, par numéro de centre d’appel, du ratio : (Nombre d’appels pris sur le trimestre M – 2/M)/(Nombre d’appels reçus sur le trimestre M – 2/M) (soit deux valeurs suivies : – no accueil raccordement [gaz et électricité] ; – no sécurité dépannage [gaz]) Remontée le 1er du mois M + 2, par nature de réclamation, de la valeur : Nombre total de réclamations écrites de clients finals clôturées durant le trimestre M – 2/M (soit huit valeurs suivies : – total ; – qualité de fourniture ; – facturation ; – interventions ; – raccordements et travaux ; – accueil et mise en œuvre du contrat ; – relève ; – autre) Tous types d’appels pris/reçus (24 h/24). Tous types d’interlocuteurs Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus No accueil raccordement multiénergie (gaz et électricité) Trimestre Déjà mis en œuvre Nombre de réclamations de clients finals par nature Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client final (les réclamations dont la réponse doit être faite par le fournisseur au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail, fax) uniquement Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au client Trimestre Déjà mis en œuvre c) Indicateurs relatifs à la relation avec les fournisseurs : LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre Nombre de réclamations de fournisseurs par nature Remontée le 1er du mois M + 2, par nature de réclamation, de la valeur : Nombre total de réclamations écrites de fournisseurs clôturées durant le trimestre M – 2/M (soit huit valeurs suivies : – total ; – qualité de fourniture ; – facturation ; – interventions ; – raccordements et travaux ; – accueil et mise en œuvre du contrat ; – relève ; – autre) Délai moyen de traitement des réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre total de jours nécessaires pour traiter les réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires clôturées durant le trimestre M – 2/M)/(Nombre total de réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires clôturées durant le trimestre M – 2/M) (soit une valeur suivie) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au fournisseur (les réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites déposées sur le portail fournisseur uniquement, y compris les réclamations pour rendez-vous non tenus Tous fournisseurs (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs), tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au fournisseur Trimestre Déjà mis en œuvre Trimestre Déjà mis en œuvre d) Indicateurs relatifs à la relève et à la facturation : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre Taux d’absence des clients de PCE 6M au relevé 2 fois et plus Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : Nombre d’index de PCE 6M autorelevés ou estimés le trimestre M – 2/M pour cause d’absence du client 2 fois et plus lors du relevé semestriel)/(Nombre de PCE 6M à relever dans le trimestre M – 2/M) (soit une valeur suivie) Tous PCE 6M existants Tous index autorelevés ou estimés pour cause d’absence du client au relevé Tous relevés cycliques et de MHS (relèves de souscriptions non prises en compte) Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Toutes prestations de vérification de données de comptage (avec/sans déplacement) Tous index réels et calculés Une prestation de vérification n’est pas facturée si une anomalie imputable au GRD est identifiée Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Trimestre 1er janvier 2014 Nombre de prestations de vérification de données de comptage aboutissant à une correction d’index Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de prestations de vérification de données de comptage clôturées durant le trimestre M – 2/M mais non facturées)/(Nombre de milliers PCE relevés ou télérelevés durant le trimestre M – 2/M) (soit une valeur suivie) Trimestre 1er janvier 2014 E. Tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Vialis Le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Vialis, autres que ceux concédés en application des dispositions de l’article L. 432-6 du code de l’énergie, est péréqué à l’intérieur de la zone de desserte de Vialis. Le tarif défini ci-dessous est conçu pour s’appliquer pour une durée d’environ quatre ans à compter du 1er juillet 2013, avec un ajustement mécanique au 1er juillet de chaque année. 1. Tarif péréqué de Vialis applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 Options tarifaires principales : Pour les réseaux publics de distribution de gaz naturel à l’intérieur de la zone de desserte de Vialis, le tarif d’utilisation est le suivant : OPTION tarifaire ABONNEMENT ANNUEL (en €) PRIX PROMOTIONNEL (en €/MWh) TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE de capacité journalière (en €/Mh/j) T1 T2 T3 T4 36,48 141,36 806,16 16 255,68 29,10 8,55 6,01 0,82 212,40 Option « tarif de proximité » (TP) : Les termes tarifaires de l’option « tarif de proximité » sont les suivants : OPTION tarifaire ABONNEMENT ANNUEL (en €) TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE de capacité journalière (en €/Mh/j) TERME ANNUEL À LA DISTANCE (en €/mètre) TP 30 958,92 86,28 56,40 Un coefficient multiplicateur est appliqué au terme annuel à la distance. Il est égal à : 1 si la densité de population de la commune est inférieure à 400 habitants par km2 ; . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 1,75 si la densité de population de la commune est comprise entre 400 habitants par km2 et 4 000 habitants par km2 ; 3 si la densité de population de la commune est supérieure à 4 000 habitants par km2. 2. Tarif péréqué de Vialis applicable à compter du 1er juillet 2014 La grille tarifaire de Vialis est ajustée mécaniquement au 1er juillet de chaque année A à compter du 1er juillet 2014, par l’application à l’ensemble des termes tarifaires en vigueur au 30 juin de l’année A, du pourcentage de variation suivant : Z = IPC – X + k IPC est le taux d’inflation correspondant, pour un ajustement de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A, à la variation annuelle moyenne sur l’année calendaire A – 1 de l’indice des prix à la consommation hors tabac tel que calculé par l’INSEE pour l’ensemble des ménages France entière (16). X est le facteur d’évolution annuel sur la grille tarifaire égal à + 0,77 %. k est l’évolution de la grille tarifaire, exprimée en pourcentage, résultant de l’apurement du solde du CRCP. (16) La variation annuelle moyenne sur l’année A – 1 est égale au taux d’évolution en pourcentage de l’indice moyen annuel, correspondant à la moyenne arithmétique simple des douze indices mensuels de l’année, soit de janvier à décembre, des prix à la consommation hors tabac pour l’ensemble des ménages France entière (série no 641194), entre les années A – 2 et A – 1. La grille tarifaire résultante est publiée par la CRE avant le 1er juillet de chaque année au Journal officiel de la République française et transmise aux ministres chargés de l’énergie et de l’économie. 2.1. Calcul du solde du CRCP Le solde du CRCP est calculé par la CRE pour chaque année de la période tarifaire selon les modalités décrites dans le tableau ci-dessous. Lorsque le montant définitif de certains écarts n’est pas connu avec certitude au moment de ce calcul, une estimation est effectuée sur la base de la meilleure information disponible à ce moment. Une correction de cette estimation est effectuée lors de l’année suivante sur la base des valeurs définitives. POSTES COUVERTS par le CRCP PART DU MONTANT couverte par le CRCP MODE DE CALCUL du montant pour chaque poste Charges de capital 100 % Différence entre : – le montant de charges de capital calculé ex post sur la base des données réalisées en matière d’investissements, de sorties d’actifs de la BAR et d’inflation ; – l’hypothèse de charges de capital incluse dans le revenu à recouvrer par le tarif, corrigée de l’inflation réelle constatée à partir de l’année 2014. Différence entre : – le revenu lié aux quantités de gaz acheminées calculé ex post, sur la base des quantités de gaz semestrielles et par option tarifaire, réellement acheminées sur la période considérée ; – le revenu lié aux prévisions semestrielles et par option tarifaire de quantités de gaz acheminées, utilisées pour établir le tarif appliqué au cours de la période considérée. Différence entre : – le revenu perçu par l’opérateur, calculé ex post sur la base du nombre de prestations réalisées et des prix des prestations après évolution ; – le revenu qu’aurait perçu l’opérateur si les prix n’avaient pas évolué, calculé ex post sur la base du nombre de prestations réalisées et des prix des prestations qui auraient été appliqués selon les formules d’indexation mentionnées dans le catalogue des prestations. Montant des pénalités facturées pendant la période considérée. Revenus perçus sur les termes tarifaires proportionnels aux quantités de gaz acheminées sur le réseau de distribution 100 % Revenus perçus sur les prestations catalogue en cas d’une évolution des prix de ces prestations différente de celle résultant des formules d’indexation mentionnées dans le catalogue de prestations 100 % Pénalités perçues par Vialis pour les dépassements de capacités souscrites pour les clients bénéficiant des options T4 et TP Incitations financières générées par le mécanisme de régulation incitative de la qualité de service 100 % 100 % Montant des pénalités et/ou bonus liés aux indicateurs de qualité de service soumis à incitations financières, hormis celui relatif au respect des rendez-vous. Le solde du CRCP calculé pour une année calendaire A est apuré de la manière suivante : – la partie de ce solde impliquant une évolution de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A + 1, inférieure ou égale à 2 % en valeur absolue, est apurée en totalité à cette date. Elle détermine le terme k ; . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 – le reste du solde est reporté au CRCP calculé pour l’année calendaire A + 1, le cas échéant. L’écart éventuel entre le solde définitif et le solde provisoire du CRCP de l’année 2012 défini dans ce tarif sera intégré au solde du CRCP de l’année 2013. Pour l’année 2013, le calcul des écarts est effectué avec des seuils définis sur la base des données prévisionnelles du premier semestre 2013 précisées dans l’arrêté tarifaire du 24 juin 2009 et sur celles du second semestre 2013 précisées dans la présente délibération tarifaire. Les montants pris en compte dans le CRCP sont actualisés à un taux d’intérêt équivalent au taux sans risque retenu dans le cadre de la présente délibération tarifaire. Ce taux est fixé à 4,2 % par an, nominal, avant impôt et s’applique sur une période de : 18 mois pour les écarts constatés sur les années 2013, 2014, 2015 et 2016 ; 12 mois pour le solde du CRCP éventuellement reporté d’une année sur l’autre. A la fin de la période tarifaire, le solde du CRCP constitué des écarts constatés pour l’année 2016 et des montants reportés au titre des années précédentes est pris en compte pour définir le tarif pour la période tarifaire suivante. En complément, les conséquences financières des audits conduits par la CRE seront prises en compte au CRCP. 2.2. Valeurs de référence des postes de charges et de revenus soumis au mécanisme de CRCP Prévisions de charges soumises au mécanisme de CRCP : EN K€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Charges de capital (à corriger de l’inflation réelle constatée à partir de 2014) 5 237 5 340 5 501 5 675 Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T1 T2 T3 T4 3 651 462 463 175 049 238 177 3 551 466 963 176 249 240 177 3 451 471 463 177 449 240 177 3 351 475 963 178 649 240 177 3 251 480 463 179 849 240 177 2.3. Autres valeurs de référence utilisées pour le calcul du terme k Prévisions de nombre moyen annuel de clients raccordés : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T1 T2 T3 T4 TP 5 809 25 188 220 12 0 5 709 25 488 223 12 0 5 609 25 788 226 12 0 5 509 26 088 229 12 0 5 409 26 388 232 12 0 Prévisions de souscription annuelle de capacités journalières (en MWh/jour) : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T4 TP 1 275 0 1 300 0 1 300 0 1 300 0 1 300 0 Prévisions de distance pour le tarif de proximité (en m) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 TP 0 0 0 0 0 2.4. Modalités de passage de prévisions annuelles à des prévisions semestrielles Ventilation semestrielle pour une année A des quantités de gaz acheminées par option tarifaire : OPTION TARIFAIRE PREMIER SEMESTRE SECOND SEMESTRE T1 T2 T3 T4 53 % 57 % 58 % 59 % 47 % 43 % 42 % 41 % Ventilation semestrielle pour une année A du nombre de clients raccordés par option tarifaire : Le nombre de clients moyen raccordés du premier semestre est calculé comme suit : ([nombreclientmoyenannée A – 1 + nombreclientmoyenannée A]/2 + nombreclientmoyenannée A) 2 Le nombre de clients moyen raccordés du second semestre est calculé comme suit : ([nombreclientmoyenannée A + nombreclientmoyenannée A + 1]/2 + nombreclientmoyenannée A) 2 Ces deux formules s’appliquent également et de manière identique pour ventiler semestriellement par option tarifaire les prévisions de souscription annuelle de capacités journalières et de distance. 3. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d’investissement de Vialis hors investissements de sécurité et de cartographie Des indicateurs quantitatifs de suivi de la réalisation des programmes d’investissement de Vialis sont mis en place pour suivre et analyser les évolutions des coûts unitaires d’investissement de l’opérateur. Ces indicateurs sont les suivants : Nombre de kilomètres de réseau neuf en développement : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Longueur en km de réseau posé dans l’année en développement (raccordement de nouveaux clients) Canalisations de distribution Totalité des investissements de développement Périmètre Investissements de développement comprenant réseau/ouvrages sur réseau, branchements et ouvrages en immeubles (en concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE Nombre de nouveaux postes de livraison (premier établissement ou remplacement) : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de nouveaux postes de livraison clients installés dans l’année Postes de livraison client Investissements sur postes de livraison clients, identifiés par leur catégorie d’actifs Postes de livraison clients (hors concession) Périmètre Fréquence de remontée à la CRE Annuelle Nombre de vérifications périodiques d’étalonnage de compteurs industriels (VPEi) : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de VPEi effectuées dans l’année, que celles-ci aient donné lieu ou non à un remplacement du compteur Compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h Totalité des investissements sur compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h, identifiés par leur catégorie d’actifs Compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h (hors concession) Périmètre Fréquence de remontée à la CRE Annuelle Nombre de vérifications périodiques d’étalonnage de compteurs domestiques (VPEd) : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de VPEd effectuées dans l’année, que celles-ci aient donné lieu ou non à un remplacement du compteur Compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h Totalité des investissements sur compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h Périmètre Compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h (hors concession) Fréquence de remontée à la CRE Annuelle Nombre de kilomètres de réseaux renouvelés : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Périmètre Longueur en km de réseau renouvelé dans l’année Canalisations de distribution Totalité des investissements de renouvellement Investissements de renouvellement comprenant réseau/ouvrages sur réseau, branchements et ouvrages en immeubles (hors concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE Nombre de plans de récolement géoréférencés dans l’année : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de plans de récolement géoréférencés dans l’année (nouveaux plans et plans existants, déjà numérisés ou non) Géoréférencement des plans Investissements de géoréférencement Périmètre Géoréférencement des plans (évolution du système d’information associé exclue) (immobilisations incorporelles – hors concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 4. Mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz de Vialis 4.1. Mécanisme Le mécanisme consiste en le suivi sur la période 2013-2016 d’un indicateur : le nombre moyen annuel de points de livraison raccordés au réseau de l’opérateur. Deux trajectoires prévisionnelles ont été définies pour cet indicateur : – une trajectoire de référence, identique à celle retenue pour définir le tarif ATRD4 de Vialis et correspondant au budget de promotion de l’usage du gaz couvert par le tarif ATRD4 de l’opérateur ; – une trajectoire de base, présentant les valeurs prévisionnelles de l’indicateur inférieures de 2,5 % aux valeurs de la trajectoire de référence. Le mécanisme de régulation incitative s’applique aux écarts calculés au 31 décembre 2016 entre le réalisé et la trajectoire de référence de cet indicateur. Si la trajectoire de référence n’est pas atteinte, le mécanisme peut conduire à une pénalité pour Vialis, calculée selon les modalités suivantes : Si la valeur réelle est comprise entre la valeur de référence et la valeur de base Si la valeur réelle est inférieure ou égale à la valeur de base Aucune pénalité Pénalité = 82 k€ Le montant forfaitaire de pénalité pouvant être appliqué à Vialis est égal à 1/6 du total de charges relatives à la promotion de l’usage du gaz et à la communication générale couvertes par le tarif ATRD4 de l’opérateur, soit 82 k€ sur l’ensemble de la période tarifaire. Le montant de cette pénalité éventuelle viendra en diminution de l’évaluation des charges à recouvrer dans le prochain tarif. L’opérateur devra également présenter en milieu et en fin de période tarifaire aux acteurs de marché, dans le cadre du GTG, l’état d’avancement du plan d’action mis en œuvre dans ce domaine ainsi que le bilan des actions qui auront été menées. 4.2. Valeurs de référence soumises au mécanisme Les trajectoires de référence sont les suivantes : 2013 2014 2015 2016 Nombre moyen annuel de points de livraison Trajectoire de référence 31 229 31 432 31 635 31 838 Trajectoire de base 30 448 30 646 30 844 31 042 5. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Vialis Un suivi de la qualité de service est mis en place pour Vialis sur les domaines clés de l’activité de l’opérateur. Ce suivi est constitué d’indicateurs transmis régulièrement par Vialis à la CRE et rendus publics sur son site internet grand public. Certains indicateurs particulièrement importants pour le bon fonctionnement du marché sont soumis à un système d’incitation financière. Les indicateurs de suivi de la qualité de service transmis par Vialis à la CRE doivent être certifiés par un organisme extérieur. En outre, le mécanisme de suivi de la qualité de service de Vialis pourra être soumis à tout audit que la CRE jugera utile. Les valeurs des indicateurs sont calculées et remontées à la CRE avec deux décimales. 5.1. Indicateurs de suivi de la qualité de service de Vialis donnant lieu à incitation financière a) Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 de la valeur : Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD et indemnisés durant le trimestre M – 2/M (soit deux valeurs suivies : – pour les clients T1/T2 ; – pour les clients T3/T4/TP) . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Périmètre Tous rendez-vous programmés, donc validés par le GRD Tous rendez-vous pour intervention avec déplacement d’un agent du GRD et présence du client, non tenus du fait du GRD : – jusqu’au 30 juin 2014 : tous rendez-vous signalés par les fournisseurs dans les 90 jours calendaires ; – à compter du 1er juillet 2014 : tous rendez-vous non respectés automatiquement identifiés par l’opérateur Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : trimestrielle remontée à la CRE : trimestrielle publication : trimestrielle calcul des indemnisations : trimestrielle Suivi Objectif 100 % des rendez-vous non tenus : – jusqu’au 30 juin 2014 : signalés par les fournisseurs dans les 90 jours calendaires ; – à compter du 1er juillet 2014 : automatiquement détectés par l’opérateur sont indemnisés Pénalités : montants identiques à ceux facturés par Vialis en cas de non-exécution d’une intervention programmée du fait du client ou du fournisseur (absence au rendez-vous, etc.), en fonction de l’option tarifaire du client, pour chaque rendez-vous non tenu Versement : direct aux fournisseurs Déjà mis en œuvre Mise en œuvre au 1er juillet 2014 de la détection automatique par l’opérateur des rendez-vous planifiés non respectés par le GRD Incitations Date de mise en œuvre b) Taux de mises en service (MES) réalisées dans les délais demandés : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de MES clôturées durant le trimestre M – 2/M dans le délai demandé [si ce délai est supérieur au délai catalogue] ou dans un délai ͨ au délai catalogue [si le délai demandé est inférieur au délai catalogue])/(Nombre total de MES clôturées durant le trimestre M – 2/M) (soit trois valeurs suivies : – tous clients confondus ; – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Toutes MES avec déplacement (avec/sans pose compteur), hors MES express Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : trimestrielle remontée à la CRE : trimestrielle publication : trimestrielle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectif Seule la valeur globale du taux (tous clients confondus) est incitée financièrement : – objectif de base : 95,5 % par année calendaire ; – objectif cible : 97 % par année calendaire Pénalités : 2 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 2 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Mise en œuvre du suivi : 1er juillet 2013 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 Incitations Date de mise en œuvre c) Taux de mises hors service (MHS) réalisées dans les délais demandés : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de MHS clôturées durant le trimestre M – 2/M dans le délai demandé [si ce délai est supérieur au délai catalogue] ou dans un délai ͨ au délai catalogue [si le délai demandé est inférieur au délai catalogue])/(Nombre total de MHS clôturées durant le trimestre M – 2/M) (soit trois valeurs suivies : – tous clients confondus ; – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) MHS suite à résiliation du contrat (excepté les MHS pour impayé), à l’initiative du client MHS clôturée : lorsque l’acte technique de la MHS est réalisé Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Périmètre . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Suivi Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : trimestrielle remontée à la CRE : trimestrielle publication : trimestrielle calcul des indemnisations : annuelle Objectif Seule la valeur globale du taux (tous clients confondus) est incitée financièrement : – objectif de base : 96, % par année calendaire ; – objectif cible : 98 % par année calendaire Pénalités : 2 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 2 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Mise en œuvre du suivi : 1er juillet 2013 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 Incitations Date de mise en œuvre d) Taux de relevés semestriels (6M) sur index réels (relevés ou autorelevés) : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre d’index réels lus ou autorelevés durant le trimestre M – 2/M de PCE [*] 6M)/(Nombre d’index de PCE 6M à relever durant le trimestre M – 2/M) (soit une valeur suivie) Tous index réels lus ou auto-relevés pour les PCE 6M Index gaz uniquement Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : trimestrielle remontée à la CRE : trimestrielle publication : trimestrielle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectifs Objectif de base : 95 % par année calendaire Objectif cible : 97 % par année calendaire Pénalités : 2 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 2 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Mise en œuvre du suivi : 1er janvier 2014 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 Incitations Date de mise en œuvre (*) PCE : point de comptage et d’estimation. e) Taux de disponibilité du portail Fournisseur : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 des ratios hebdomadaires de disponibilité jusqu’à la fin du trimestre M – 2/M, sur des semaines complètes : (Nombre d’heures de disponibilité du portail durant la semaine)/(Nombre total d’heures d’ouverture prévues du portail durant la semaine) (soit une valeur suivie) Portail Fournisseur uniquement, toutes fonctionnalités accessibles des fournisseurs, hors webservices Heures d’ouverture : heures correspondant aux horaires d’ouverture de Vialis Causes d’indisponibilités : tout fait empêchant, gênant ou ralentissant de façon importante l’utilisation du portail par les fournisseurs, programmé ou non Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : hebdomadaire remontée à la CRE : trimestrielle publication : trimestrielle calcul des incitations : hebdomadaire et annuelle Périmètre Suivi Objectif Objectif de base : 98 % par semaine Objectif cible : 99,5 % par année Pénalités : 500 € par semaine strictement en dessous de l’objectif de base Bonus : 2 500 € par année calendaire si le taux est supérieur à l’objectif cible Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Incitations : Date de mise en œuvre . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 f) Taux de réponses aux réclamations Fournisseurs dans les 8 jours calendaires : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de réclamations fournisseurs clôturées dans les 8 jours calendaires durant le trimestre M – 2/M)/(Nombre total de réclamations fournisseurs clôturées durant le trimestre M – 2/M) (soit une valeur suivie) Périmètre : Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au fournisseur (les réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail) uniquement, y comprisles réclamations pour rendez-vous non tenus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au fournisseur Suivi Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : trimestrielle remontée à la CRE : trimestrielle publication : trimestrielle calcul des indemnisations : trimestrielle Objectif 100 % des réclamations fournisseurs écrites (courrier, mail) traitées dans les 8 jours calendaires Incitations : Pénalités : 25 € par réclamation non traitée dans les 8 jours calendaires et signalée par les fournisseurs Versement : au CRCP Date de mise en œuvre : Déjà mis en œuvre g) Taux de réponses aux réclamations de clients finals dans les 8 jours calendaires : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de réclamations écrites de clients finals clôturées dans les8 jours calendaires durant le trimestre M – 2/M)/(Nombre total de réclamations écrites transmises par les clients finals clôturées durant le trimestre M – 2/M) (soit une valeur suivie) Périmètre Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client final (les réclamations dont la réponse doit être faite par le fournisseur au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail) uniquement Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au client Suivi Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : trimestrielle remontée à la CRE : trimestrielle publication : trimestrielle calcul des indemnisations : trimestrielle Objectif 100 % des réclamations de clients finals (courrier, mail) traitées dans les 8 jours calendaires Incitations Pénalités : 25 € par réclamation non traitée dans les 8 jours calendaires et signalée Versement : au CRCP Date de mise en œuvre Déjà mis en œuvre 5.2. Autres indicateurs de suivi de la qualité de service de Vialis a) Indicateurs relatifs aux devis et interventions : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR FRÉQUENCE remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre Taux de changements de fournisseur réalisés dans les délais convenus Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de changements de fournisseurs clôturés durant le trimestre M – 2/M dans les délais convenus entre les fournisseurs et le GRD)/(Nombre total de changements de fournisseurs clôturés durant le trimestre M – 2/M) (soit deux valeurs suivies : – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Tous changements de fournisseurs Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Trimestre Déjà mis en œuvre Délai moyen de réalisation d’un changement de fournisseur Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, de la valeur : Nombre moyen de jours nécessaires pour réaliser un changement de fournisseur durant le trimestre M – 2/M (soit deux valeurs suivies : – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Tous changements de fournisseurs Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Trimestre 1er juillet 2013 Taux de raccordements réalisés dans le délai convenu Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de branchements réalisés durant le trimestre M – 2/M dans le délai convenu)/(Nombre de branchements réalisés durant le trimestre M – 2/M) (soit une valeur suivie) Tous raccordements confondus Tous clients confondus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Trimestre 1er juillet 2013 b) Indicateurs relatifs à la relation avec les consommateurs finals : FRÉQUENCE remontée à la CRE et de publication LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR DATE DE MISE en œuvre Taux d’accessibilité du centre d’appel pour les consommateurs finals Remontée le 1er du mois M + 2, par numéro de centre d’appel, du ratio : (Nombres d’appel pris sur le trimestre M – 2/M)/(Nombre d’appels reçus sur le trimestre M-2/M) (soit deux valeurs suivies : – no Accueil [toutes activités] ; – no Sécurité Dépannage [gaz]) Tous types d’appel pris/reçus dans les plages horaires d’ouverture du centre d’appel. Tous types d’interlocuteurs Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus No Accueil multi-activité Trimestre Déjà mis en œuvre (no Accueil) 1er juillet 2013 (tous numéros) Nombre de réclamations de clients finals par nature Remontée le 1er du mois M + 2, par nature de réclamation, de la valeur : Nombre total de réclamations écrites de clients finals clôturées durant le trimestre M – 2/M (soit trois valeurs suivies : – total ; – livraison ; – Raccordement) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client final (les réclamations dont la réponse doit être faite par le fournisseur au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail) uniquement Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au client Trimestre Déjà mis en œuvre c) Indicateurs relatifs à la relation avec les fournisseurs : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR FRÉQUENCE remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre Nombre de réclamations de fournisseurs par nature Remontée le 1er du mois M + 2, par nature de réclamation, de la valeur : Nombre total de réclamations écrites de fournisseurs clôturées semestre M – 2/M (soit six valeurs suivies : – total ; – accueil ; – qualité de fourniture et réseau ; – gestion et réalisation des prestations ; – données de comptage ; – relance) Délai moyen de traitement des réclamations fournisseurs non traitées dans les 8 jours calendaires Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre total de jours nécessaires pour traiter les réclamations fournisseurs non traitées dans les 8 jours calendaires clôturées dans le trimestre M – 2/M)/(Nombre total de réclamations fournisseurs non traitées dans les 8 jours calendaires clôturées durant le trimestre M – 2/M) (soit une valeur suivie) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au fournisseur (les réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail) uniquement, y compris les réclamations pour rendez-vous non tenus Tous fournisseurs (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs), tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au fournisseur Trimestre Déjà mis en œuvre Trimestre Déjà mis en œuvre d) Indicateurs relatifs à la relève et à la facturation : LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR FRÉQUENCE remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre Taux d’absence des clients de PCE 6M au relevé 3 fois et plus Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre d’index de PCE 6M autorelevés ou estimés durant le trimestre M – 2/M pour cause d’absence du client 3 fois et plus lors du relevé semestriel)/(Nombre de PCE 6M à relever durant le trimestre M – 2/M) (soit une valeur suivie) Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de prestations de vérification de données de comptage clôturées durant le trimestre M – 2/M mais non facturées)/(Nombre de milliers PCE relevés ou télérelevés durant le trimestre M – 2/M) (soit une valeur suivie) Tous PCE 6M existants Tous index auto-relevés ou estimés pour cause d’absence du client au relevé Tous relevés cycliques et de MHS (relèves de souscriptions non prises en compte) Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Toutes prestations de vérification de données de comptage (avec/sans déplacement) Tous index réels et calculés Une prestation de vérification n’est pas facturée si une anomalie imputable au GRD est identifiée Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Trimestre 1er janvier 2014 Nombre de prestations de vérification de données de comptage aboutissant à une correction d’index Trimestre 1er janvier 2014 F. Tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Gédia Le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Gédia, autres que ceux concédés en application des dispositions de l’article L. 432-6 du code de l’énergie, est péréqué à l’intérieur de la zone de desserte de Gédia. Le tarif défini ci-dessous est conçu pour s’appliquer pour une durée d’environ quatre ans à compter du 1er juillet 2013, avec un ajustement mécanique au 1er juillet de chaque année. 1. Tarif péréqué de Gédia applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 Options tarifaires principales : Pour les réseaux publics de distribution de gaz naturel à l’intérieur de la zone de desserte de Gédia, le tarif d’utilisation est le suivant : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 OPTION tarifaire ABONNEMENT ANNUEL (en €) PRIX PROPORTIONNEL (en €/MWh) TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE de capacité journalière (en €/MWh/j) T1 T2 T3 T4 42,72 163,92 932,52 18 749,88 33,65 9,92 6,95 0,99 244,80 Option « tarif de proximité » (TP) : Les termes tarifaires de l’option « tarif de proximité » sont les suivants : OPTION tarifaire ABONNEMENT ANNUEL (en €) TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE de capacité journalière (en €/MWh/j) TERME ANNUEL À LA DISTANCE (en €/mètre) TP 29 656,56 82,68 54,00 Un coefficient multiplicateur est appliqué au terme annuel à la distance. Il est égal à : 1 si la densité de population de la commune est inférieure à 400 habitants par km2 ; 1,75 si la densité de population de la commune est comprise entre 400 habitants par km2 et 4 000 habitants par km2 ; 3 si la densité de population de la commune est supérieure à 4 000 habitants par km2. 2. Tarif péréqué de Gédia applicable à compter du 1er juillet 2014 La grille tarifaire de Gédia est ajustée mécaniquement au 1er juillet de chaque année A, à compter du 1er juillet 2014, par l’application à l’ensemble des termes tarifaires en vigueur au 30 juin de l’année A, du pourcentage de variation suivant : Z = IPC – X + k IPC est le taux d’inflation correspondant, pour un ajustement de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A, à la variation annuelle moyenne sur l’année calendaire A – 1 de l’indice des prix à la consommation hors tabac tel que calculé par l’INSEE pour l’ensemble des ménages France entière (17). X est le facteur d’évolution annuel sur la grille tarifaire égal à – 0,21 %. k est l’évolution de la grille tarifaire, exprimée en pourcentage, résultant de l’apurement du solde du CRCP. La grille tarifaire résultante est publiée par la CRE avant le 1er juillet de chaque année au Journal officiel de la République française et transmise aux ministres chargés de l’énergie et de l’économie. (17) La variation annuelle moyenne sur l’année A – 1 est égale au taux d’évolution en pourcentage de l’indice moyen annuel, correspondant à la moyenne arithmétique simple des douze indices mensuels de l’année, soit de janvier à décembre, des prix à la consommation hors tabac pour l’ensemble des ménages France entière (série no 641194), entre les années A – 2 et A – 1. 2.1. Calcul du solde du CRCP Le solde du CRCP est calculé par la CRE pour chaque année de la période tarifaire selon les modalités décrites dans le tableau ci-dessous. Lorsque le montant définitif de certains écarts n’est pas connu avec certitude au moment de ce calcul, une estimation est effectuée sur la base de la meilleure information disponible à ce moment. Une correction de cette estimation est effectuée lors de l’année suivante sur la base des valeurs définitives. POSTES COUVERTS PAR LE CRCP PART DU MONTANT couverte par le CRCP MODE DE CALCUL DU MONTANT POUR CHAQUE POSTE Charges de capital 100 % Différence entre : – le montant de charges de capital calculé ex post sur la base des données réalisées en matière d’investissements, de sorties d’actifs de la BAR et d’inflation ; – l’hypothèse de charges de capital incluse dans le revenu à recouvrer par le tarif, corrigée de l’inflation réelle constatée à partir de l’année 2014. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 POSTES COUVERTS PAR LE CRCP PART DU MONTANT couverte par le CRCP MODE DE CALCUL DU MONTANT POUR CHAQUE POSTE Revenus perçus sur les termes tarifaires proportionnels aux quantités de gaz acheminées sur le réseau de distribution 100 % Différence entre : – le revenu lié aux quantités de gaz acheminées calculé ex post, sur la base des quantités de gaz semestrielles et par option tarifaire réellement acheminées sur la période considérée ; – le revenu lié aux prévisions semestrielles et par option tarifaire de quantités de gaz acheminées, utilisées pour établir le tarif appliqué au cours de la période considérée. Différence entre : – le revenu perçu par l’opérateur, calculé ex post sur la base du nombre de prestations réalisées et des prix des prestations après évolution ; – le revenu qu’aurait perçu l’opérateur si les prix n’avaient pas évolué, calculé ex post sur la base du nombre de prestations réalisées et des prix des prestations qui auraient été appliqués selon les formules d’indexation mentionnées dans le catalogue des prestations. Montant des pénalités facturées pendant la période considérée. Revenus perçus sur les prestations catalogue en cas d’une évolution des prix de ces prestations différente de celle résultant des formules d’indexation mentionnées dans le catalogue de prestations 100 % Pénalités perçues par Gédia pour les dépassements de capacités souscrites pour les clients bénéficiant des options T4 et TP Incitations financières générées par le mécanisme de régulation incitative de la qualité de service 100 % 100 % Montant des pénalités et/ou bonus liés aux indicateurs de qualité de service soumis à incitations financières, hormis celui relatif au respect des rendez-vous. Le solde du CRCP calculé pour une année calendaire A est apuré de la manière suivante : – la partie de ce solde impliquant une évolution de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A + 1, inférieure ou égale à 2 % en valeur absolue, est apurée en totalité à cette date. Elle détermine le terme k ; – le reste du solde est reporté au CRCP calculé pour l’année calendaire A + 1, le cas échéant. L’écart éventuel entre le solde définitif et le solde provisoire du CRCP de l’année 2012 défini dans ce tarif sera intégré au solde du CRCP de l’année 2013. Pour l’année 2013, le calcul des écarts est effectué avec des seuils définis sur la base des données prévisionnelles du premier semestre 2013 précisées dans l’arrêté tarifaire du 24 juin 2009 et sur celles du second semestre 2013 précisées dans la présente délibération tarifaire. Les montants pris en compte dans le CRCP sont actualisés à un taux d’intérêt équivalent au taux sans risque retenu dans le cadre de la présente délibération tarifaire. Ce taux est fixé à 4,2 % par an, nominal, avant impôt et s’applique sur une période de : 18 mois pour les écarts constatés sur les années 2013, 2014, 2015 et 2016 ; 12 mois pour le solde du CRCP éventuellement reporté d’une année sur l’autre. A la fin de la période tarifaire, le solde du CRCP constitué des écarts constatés pour l’année 2016 et des montants reportés au titre des années précédentes est pris en compte pour définir le tarif pour la période tarifaire suivante. En complément, les conséquences financières des audits conduits par la CRE seront prises en compte au CRCP. 2.2. Valeurs de référence des postes de charges et de revenus soumis au mécanisme de CRCP Prévisions de charges soumises au mécanisme de CRCP : EN k€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Charges de capital (à corriger de l’inflation réelle constatée à partir de 2014) 2 701 2 740 2 767 2 777 Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T1 4 464 4 464 4 464 4 464 4 464 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T2 T3 T4 200 860 134 412 73 770 199 856 134 385 73 733 198 856 134 359 73 696 197 862 134 332 73 659 196 873 134 305 73 622 2.3. Autres valeurs de référence utilisées pour le calcul du terme k Prévisions de nombre moyen annuel de clients raccordés : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T1 T2 T3 T4 TP 2 839 10 214 125 6 0 2 782 10 265 124 6 0 2 727 10 317 123 6 0 2 672 10 368 122 6 0 2 619 10 420 121 6 0 Prévisions de souscription annuelle de capacités journalières (en MWh/jour) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T4 TP 304 0 304 0 304 0 304 0 304 0 Prévisions de distance pour le tarif de proximité (en m) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 TP 0 0 0 0 0 2.4. Modalités de passage de prévisions annuelles à des prévisions semestrielles Ventilation semestrielle pour une année A des quantités de gaz acheminées par option tarifaire : OPTION TARIFAIRE PREMIER SEMESTRE SECOND SEMESTRE T1 T2 T3 T4 53 % 57 % 58 % 59 % 47 % 43 % 42 % 41 % Ventilation semestrielle pour une année A du nombre de clients raccordés par option tarifaire : Le nombre de clients moyen raccordés du premier semestre est calculé comme suit : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 ([nombreclientmoyenannée A – 1 + nombreclientmoyenannée A]/2 + nombreclientmoyenannée A) 2 Le nombre de clients moyen raccordés du second semestre est calculé comme suit : ([nombreclientmoyenannée A + nombreclientmoyenannée A + 1]/2 + nombreclientmoyenannée A) 2 Ces deux formules s’appliquent également et de manière identique pour ventiler semestriellement par option tarifaire les prévisions de souscription annuelle de capacités journalières et de distance. 3. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d’investissement de Gédia hors investissements de sécurité et de cartographie Des indicateurs quantitatifs de suivi de la réalisation des programmes d’investissement de Gédia sont mis en place pour suivre et analyser les évolutions des coûts unitaires d’investissement de l’opérateur. Ces indicateurs sont les suivants : Nombre de kilomètres de réseau neuf en développement : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Longueur en km de réseau posé dans l’année en développement (raccordement de nouveaux clients) Canalisations de distribution Totalité des investissements de développement Périmètre Investissements de développement comprenant réseau/ouvrages sur réseau, branchements et ouvrages en immeubles (en concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE Nombre de nouveaux postes de livraison (premier établissement ou remplacement) : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de nouveaux postes de livraison clients installés dans l’année Postes de livraison client Investissements sur postes de livraison clients, identifiés par leur catégorie d’actifs Postes de livraison clients (hors concession) Annuelle Périmètre Fréquence de remontée à la CRE Nombre de vérifications périodiques d’étalonnage de compteurs industriels (VPEi) : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de VPEi effectuées dans l’année, que celles-ci aient donné lieu ou non à un remplacement du compteur Compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h Totalité des investissements sur compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h, identifiés par leur catégorie d’actifs Périmètre Compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h (hors concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE Nombre de vérifications périodiques d’étalonnage de compteurs domestiques (VPEd) : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de VPEd effectuées dans l’année, que celles-ci aient donné lieu ou non à un remplacement du compteur Totalité des investissements sur compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Périmètre Compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h Compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h (hors concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE Nombre de kilomètres de réseaux renouvelés : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Périmètre Longueur en km de réseau renouvelé dans l’année Canalisations de distribution Totalité des investissements de renouvellement Investissements de renouvellement comprenant réseau/ouvrages sur réseau, branchements et ouvrages en immeubles (hors concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE Nombre de plans géoréférencés dans l’année : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de plans géoréférencés dans l’année (nouveaux plans et plans existants, déjà numérisés ou non) Géoréférencement des plans Investissements de géoréférencement Périmètre Géoréférencement des plans (évolution du système d’information associé exclue) (immobilisations incorporelles, hors concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE Nombre de branchements neufs en densification : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de branchements neufs en densification mais sans extension Branchements neufs en densification Totalité des investissements de branchement en densification Périmètre Fréquence de remontée à la CRE Branchements neufs en densification (hors concession) Annuelle 4. Mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz de Gédia 4.1. Mécanisme Le mécanisme consiste en le suivi sur la période 2013-2016 d’un indicateur : le nombre moyen annuel de points de livraison raccordés au réseau de l’opérateur. Deux trajectoires prévisionnelles ont été définies pour cet indicateur : – une trajectoire de référence, identique à celle retenue pour définir le tarif ATRD4 de Gédia et correspondant au budget de promotion de l’usage du gaz couvert par le tarif ATRD4 de l’opérateur ; – une trajectoire de base, présentant les valeurs prévisionnelles de l’indicateur inférieures de 2,5 % aux valeurs de la trajectoire de référence. Le mécanisme de régulation incitative s’applique aux écarts calculés au 31 décembre 2016 entre le réalisé et la trajectoire de référence de cet indicateur. Si la trajectoire de référence n’est pas atteinte, le mécanisme peut conduire à une pénalité pour Gédia, calculée selon les modalités suivantes : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Si la valeur réelle est comprise entre la valeur de référence et la valeur de base Si la valeur réelle est inférieure ou égale à la valeur de base Aucune pénalité Pénalité = 34 k€ Le montant forfaitaire de pénalité pouvant être appliqué à Gédia est égal à 1/6 du total de charges relatives à la promotion de l’usage du gaz et à la communication générale couvertes par le tarif ATRD4 de l’opérateur, soit 34 k€ sur l’ensemble de la période tarifaire. Le montant de cette pénalité éventuelle viendra en diminution de l’évaluation des charges à recouvrer dans le prochain tarif. L’opérateur devra également présenter en milieu et en fin de période tarifaire aux acteurs de marché, dans le cadre du GTG, l’état d’avancement du plan d’action mis en œuvre dans ce domaine ainsi que le bilan des actions qui auront été menées. 4.2. Valeurs de référence soumises au mécanisme Les trajectoires de référence sont les suivantes : 2013 2014 2015 2016 Nombre moyen annuel de points de livraison Trajectoire de référence Trajectoire de base 13 185 12 855 13 178 12 848 13 172 12 843 13 168 12 839 5. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Gédia Un suivi de la qualité de service est mis en place pour Gédia sur les domaines clés de l’activité de l’opérateur. Ce suivi est constitué d’indicateurs transmis régulièrement par Gédia à la CRE et rendus publics sur son site internet grand public. Certains indicateurs particulièrement importants pour le bon fonctionnement du marché sont soumis à un système d’incitation financière. Les indicateurs de suivi de la qualité de service transmis par Gédia à la CRE doivent être certifiés par un organisme extérieur. En outre, le mécanisme de suivi de la qualité de service de Gédia pourra être soumis à tout audit que la CRE jugera utile. Les valeurs des indicateurs sont calculées et remontées à la CRE avec deux décimales. 5.1. Indicateurs de suivi de la qualité de service de Gédia donnant lieu à incitation financière a) Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 de la valeur : Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD et indemnisés durant le semestre M – 5/M (soit une valeur suivie) Tous rendez-vous programmés, donc validés par le GRD Tous rendez-vous pour intervention avec déplacement d’un agent du GRD et présence du client non tenus du fait du GRD : – jusqu’au 30 juin 2015 : tous rendez-vous signalés par les fournisseurs dans les 30 jours calendaires par mail ou par téléphone ; – à compter du 1er juillet 2015 : tous rendez-vous non respectés automatiquement identifiés par l’opérateur (aucun besoin de signalement par les fournisseurs) Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : semestrielle Périmètre Suivi Objectif 100 % des rendez-vous non tenus : – jusqu’au 30 juin 2015 : signalés par les fournisseurs dans les 30 jours calendaires ; – à compter du 1er juillet 2015 : automatiquement détectés par l’opérateur sont indemnisés . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Incitations Pénalités : montants identiques à ceux facturés par Gédia en cas de non-exécution d’une intervention programmée du fait du client ou du fournisseur (absence au rendez-vous, etc.), pour chaque rendez-vous non tenu Versement : direct aux fournisseurs Déjà mis en œuvre Mise en œuvre au 1er juillet 2015 de la détection automatique par l’opérateur des rendez-vous planifiés non respectés par le GRD Date de mise en œuvre b) Taux de mises en service (MES) réalisées dans les délais demandés : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de MES clôturées durant le semestre M – 5/M dans le délai demandé [si ce délai est supérieur au délai catalogue] ou dans un délai ͨ au délai catalogue [si le délai demandé est inférieur au délai catalogue])/(Nombre total de MES clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit trois valeurs suivies : – tous clients confondus ; – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Toutes MES avec déplacement (avec/sans pose compteur), hors MES express Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectif Seule la valeur globale du taux (tous clients confondus) est incitée financièrement : – objectif de base : 95,5 % par année calendaire ; – objectif cible : 97 % par année calendaire Pénalités : 1 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 1 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Mise en œuvre du suivi : 1er janvier 2013 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 Incitations Date de mise en œuvre c) Taux de mises hors service (MHS) réalisées dans les délais demandés : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de MHS clôturées durant le semestre M – 5/M dans le délai demandé [si ce délai est supérieur au délai catalogue] ou dans un délai ͨ au délai catalogue [si le délai demandé est inférieur au délai catalogue])/(Nombre total de MHS clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit trois valeurs suivies : – tous clients confondus ; – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) MHS suite à résiliation du contrat (excepté les MHS pour impayé), à l’initiative du client MHS clôturée : lorsque l’acte technique de la MHS est réalisé Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectif Seule la valeur globale du taux (tous clients confondus) est incitée financièrement : – objectif de base : 96 % par année calendaire ; – objectif cible : 98 % par année calendaire Pénalités : 1 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 1 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Incitations . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Date de mise en œuvre Mise en œuvre du suivi : 1er janvier 2013 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 d) Taux de relevés semestriels (6M) sur index réels (relevés ou autorelevés) : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre d’index réels lus ou autorelevés sur le semestre M – 5/M de PCE [*] 6M)/(Nombre d’index de PCE 6M à relever durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Tous index réels lus ou autorelevés pour les PCE 6M Index gaz uniquement Tous clients confondus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectifs Objectif de base : 95 % par année calendaire Objectif cible : 97 % par année calendaire Pénalités : 1 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 1 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Suivi : 1er juillet 2013 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 Incitations Date de mise en œuvre (*) PCE : point de comptage et d’estimation. e) Taux de réponses aux réclamations fournisseurs dans les 15 jours calendaires : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de réclamations fournisseurs clôturées dans les 15 jours calendaires durant le semestre M – 5/M)/(Nombre total de réclamations fournisseurs clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au fournisseur (les réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail) uniquement, y comprisles réclamations pour rendez-vous non tenus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au fournisseur Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : semestrielle Périmètre Suivi Objectif Incitations 100 % des réclamations fournisseurs écrites (courrier, mail) traitées dans les 15 jours calendaires Pénalités : 25 € par réclamation non traitée dans les 15 jours calendaires et signalée par les fournisseurs Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Date de mise en œuvre f) Taux de réponses aux réclamations de clients finals dans les 15 jours calendaires : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de réclamations écrites de clients finals clôturées dans les 15 jours calendaires durant le semestre M – 5/M)/(Nombre total de réclamations écrites transmises par les clients finals clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Périmètre Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client final (les réclamations dont la réponse doit être faite par le fournisseur au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail) uniquement Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au client Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : semestrielle Suivi Objectif Incitations 100 % des réclamations de clients finals (courrier, mail) traitées dans les 15 jours calendaires Pénalités : 25 € par réclamation non traitée dans les 15 jours calendaires et signalée Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Date de mise en œuvre 5.2. Autres indicateurs de suivi de la qualité de service de Gédia a) Indicateurs relatifs aux devis et interventions : LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre Taux de changements de fournisseur réalisés dans les délais demandés Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de changements de fournisseurs clôturés durant le semestre M – 5/M dans les délais demandés)/(Nombre total de changements de fournisseurs clôturés durant le semestre M – 5/M) (soit deux valeurs suivies : – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, de la valeur : Nombre moyen de jours nécessaires pour réaliser un changement de fournisseur durant le semestre M – 5/M (soit deux valeurs suivies : – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de branchements réalisés durant le semestre M – 5/M dans un délai de 2 mois)/(Nombre de branchements réalisés durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Tous changements de fournisseurs Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Semestre 1er janvier 2013 Délai moyen de réalisation d’un changement de fournisseur Tous changements de fournisseurs Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Semestre 1er juillet 2013 Taux de raccordements réalisés dans un délai de 2 mois Tous raccordements confondus Tous clients confondus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Semestre 1er juillet 2013 b) Indicateurs relatifs à la relation avec les consommateurs finals : LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre Taux d’accessibilité du centre d’appel pour les consommateurs finals Remontée le 1er du mois M + 2, par numéro de centre d’appel, du ratio : (Nombres d’appel pris sur le semestre M – 5/M)/(Nombre d’appels reçus sur le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie : – no Accueil) Tous types d’appels pris/reçus dans les plages horaires d’ouverture du centre d’appel Tous types d’interlocuteurs Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/ TP) confondus No Accueil multi-énergie (gaz et électricité) Semestre Déjà mis en œuvre . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre Nombre de réclamations de clients finals par nature Remontée le 1er du mois M + 2, par nature de réclamation, de la valeur : Nombre total de réclamations écrites de clients finals clôturées durant le semestre M – 5/M (soit sept valeurs suivies : – total ; – accueil ; – qualité de fourniture ; – qualité des prestations ; – données de comptage ; – délais d’intervention ; – autre) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client final (les réclamations dont la réponse doit être faite par le fournisseur au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail) uniquement Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/ TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au client Semestre Déjà mis en œuvre c) Indicateurs relatifs à la relation avec les fournisseurs : LIBELLÉ de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR Nombre de réclamations de fournisseurs par nature Remontée le 1er du mois M + 2, par nature de réclamation, de la valeur : Nombre total de réclamations écrites de fournisseurs clôturées semestre M – 5/M (soit sept valeurs suivies : – total ; – accueil ; – qualité de fourniture ; – qualité des prestations ; – données de comptage ; – délais d’intervention ; – autre) Délai moyen de traitement des réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre total de jours nécessaires pour traiter les réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires clôturées semestre M – 5/M)/(Nombre total de réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires clôturées semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au fournisseur (les réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail) uniquement, y compris les réclamations pour rendez-vous non tenus Tous fournisseurs (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs), tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au fournisseur Semestre Déjà mis en œuvre Semestre Déjà mis en œuvre d) Indicateurs relatifs à la relève et à la facturation : LIBELLÉ de l’indicateur FRÉQUENCE remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR Taux d’absence des clients de PCE 6M au relevé 2 fois et plus Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre d’index de PCE 6M autorelevés ou estimés dans le semestre M – 5/M pour cause d’absence du client 2 fois et plus lors du relevé semestriel)/(Nombre de PCE 6M à relever semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Tous PCE 6M existants Tous index autorelevés ou estimés pour cause d’absence du client au relevé Tous relevés cycliques et de MHS (relèves de souscriptions non prises en compte) Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Semestre Déjà mis en œuvre . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR FRÉQUENCE remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre Taux d’interventions physiques pour vérification de données de comptage suite à relève Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre d’intervention physique pour vérification de données de comptage suite à relève durant le semestre M – 5/M)/(Nombre de PCE relevés ou télérelevés sur le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Toutes interventions physiques pour vérification de données de comptage suite à relève Tous index gaz Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Tous clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Semestre 1er juillet 2013 G. Tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Caléo Le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Caléo, autres que ceux concédés en application des dispositions de l’article L. 432-6 du code de l’énergie, est péréqué à l’intérieur de la zone de desserte de Caléo. Le tarif défini ci-dessous est conçu pour s’appliquer pour une durée d’environ quatre ans à compter du 1er juillet 2013, avec un ajustement mécanique au 1er juillet de chaque année. 1. Tarif péréqué de Caléo applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 Options tarifaires principales : Pour les réseaux publics de distribution de gaz naturel à l’intérieur de la zone de desserte de Caléo, le tarif d’utilisation est le suivant : OPTION TARIFAIRE ABONNEMENT ANNUEL (en €) PRIX PROPORTIONNEL (en €/MWh) TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE de capacité journalière (en €/MWh/j) T1 T2 T3 T4 34,08 132,60 755,52 15 262,68 27,07 8,04 5,63 0,76 198,36 Option « tarif de proximité » (TP) : Les termes tarifaires de l’option « tarif de proximité » sont les suivants : OPTION TARIFAIRE ABONNEMENT ANNUEL (en €) TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE de capacité journalière (en €/MWh/j) TERME ANNUEL À LA DISTANCE (en €/mètre) TP 31 701,12 88,32 57,72 Un coefficient multiplicateur est appliqué au terme annuel à la distance. Il est égal à : 1 si la densité de population de la commune est inférieure à 400 habitants par km2 ; 1,75 si la densité de population de la commune est comprise entre 400 habitants par km2 et 4 000 habitants par km2 ; 3 si la densité de population de la commune est supérieure à 4 000 habitants par km2. 2. Tarif péréqué de Caléo applicable à compter du 1er juillet 2014 La grille tarifaire de Caléo est ajustée mécaniquement au 1er juillet de chaque année A, à compter du 1er juillet 2014, par l’application à l’ensemble des termes tarifaires en vigueur au 30 juin de l’année A, du pourcentage de variation suivant : Z = IPC – X + k IPC est le taux d’inflation correspondant, pour un ajustement de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A, à la variation annuelle moyenne sur l’année calendaire A – 1 de l’indice des prix à la consommation hors tabac tel que calculé par l’INSEE pour l’ensemble des ménages France entière (18). . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 X est le facteur d’évolution annuel sur la grille tarifaire égal à + 0,36 %. k est l’évolution de la grille tarifaire, exprimée en pourcentage, résultant de l’apurement du solde du CRCP. La grille tarifaire résultante est publiée par la CRE avant le 1er juillet de chaque année au Journal officiel de la République française et transmise aux ministres chargés de l’énergie et de l’économie. (18) La variation annuelle moyenne sur l’année A – 1 est égale au taux d’évolution en pourcentage de l’indice moyen annuel, correspondant à la moyenne arithmétique simple des douze indices mensuels de l’année, soit de janvier à décembre, des prix à la consommation hors tabac pour l’ensemble des ménages France entière (série no 641194), entre les années A – 2 et A – 1. 2.1. Calcul du solde du CRCP Le solde du CRCP est calculé par la CRE pour chaque année de la période tarifaire selon les modalités décrites dans le tableau ci-dessous. Lorsque le montant définitif de certains écarts n’est pas connu avec certitude au moment de ce calcul, une estimation est effectuée sur la base de la meilleure information disponible à ce moment. Une correction de cette estimation est effectuée lors de l’année suivante sur la base des valeurs définitives. POSTES COUVERTS PAR LE CRCP PART DU MONTANT couverte par le CRCP MODE DE CALCUL DU MONTANT POUR CHAQUE POSTE Charges de capital 100 % Différence entre : – le montant de charges de capital calculé ex-post sur la base des données réalisées en matière d’investissements, de sorties d’actifs de la BAR et d’inflation ; – l’hypothèse de charges de capital incluse dans le revenu à recouvrer par le tarif, corrigée de l’inflation réelle constatée à partir de l’année 2014. Différence entre : – le revenu lié aux quantités de gaz acheminées calculé ex-post, sur la base des quantités de gaz semestrielles et par option tarifaire réellement acheminées sur la période considérée ; – le revenu lié aux prévisions semestrielles et par option tarifaire de quantités de gaz acheminées, utilisées pour établir le tarif appliqué au cours de la période considérée. Différence entre : – le revenu perçu par l’opérateur, calculé ex-post sur la base du nombre de prestations réalisées et des prix des prestations après évolution ; – le revenu qu’aurait perçu l’opérateur si les prix n’avaient pas évolué, calculé ex-post sur la base du nombre de prestations réalisées et des prix des prestations qui auraient été appliqués selon les formules d’indexation mentionnées dans le catalogue des prestations. Montant des pénalités facturées pendant la période considérée. Revenus perçus sur les termes tarifaires proportionnels aux quantités de gaz acheminées sur le réseau de distribution 100 % Revenus perçus sur les prestations catalogue en cas d’une évolution des prix de ces prestations différente de celle résultant des formules d’indexation mentionnées dans le catalogue de prestations 100 % Pénalités perçues par Caléo pour les dépassements de capacités souscrites pour les clients bénéficiant des options T4 et TP Incitations financières générées par le mécanisme de régulation incitative de la qualité de service 100 % 100 % Montant des pénalités et/ou bonus liés aux indicateurs de qualité de service soumis à incitations financières, hormis celui relatif au respect des rendez-vous. Le solde du CRCP calculé pour une année calendaire A est apuré de la manière suivante : – la partie de ce solde impliquant une évolution de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A + 1, inférieure ou égale à 2 % en valeur absolue, est apurée en totalité à cette date. Elle détermine le terme k ; – le reste du solde est reporté au CRCP calculé pour l’année calendaire A + 1, le cas échéant. L’écart éventuel entre le solde définitif et le solde provisoire du CRCP de l’année 2012 défini dans ce tarif sera intégré au solde du CRCP de l’année 2013. Pour l’année 2013, le calcul des écarts est effectué avec des seuils définis sur la base des données prévisionnelles du premier semestre 2013 précisées dans l’arrêté tarifaire du 24 juin 2009 et sur celles du second semestre 2013 précisées dans la présente délibération tarifaire. Les montants pris en compte dans le CRCP sont actualisés à un taux d’intérêt équivalent au taux sans risque retenu dans le cadre de la présente délibération tarifaire. Ce taux est fixé à 4,2 % par an, nominal, avant impôt et s’applique sur une période de : 18 mois pour les écarts constatés sur les années 2013, 2014, 2015 et 2016 ; 12 mois pour le solde du CRCP éventuellement reporté d’une année sur l’autre. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 A la fin de la période tarifaire, le solde du CRCP constitué des écarts constatés pour l’année 2016 et des montants reportés au titre des années précédentes est pris en compte pour définir le tarif pour la période tarifaire suivante. En complément, les conséquences financières des audits conduits par la CRE seront prises en compte au CRCP. 2.2. Valeurs de référence des postes de charges et de revenus soumis au mécanisme de CRC Prévisions de charges soumises au mécanisme de CRCP : EN K€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Charges de capital (à corriger de l’inflation réelle constatée à partir de 2014) 1 817 1 864 1 905 1 929 Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T1 T2 T3 T4 3 744 162 706 138 704 34 000 3 756 163 667 144 221 34 000 3 655 159 689 145 246 34 000 3 553 155 654 145 939 34 000 3 451 151 561 146 302 34 000 2.3. Autres valeurs de référence utilisées pour le calcul du terme k Prévisions de nombre moyen annuel de clients raccordés : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T1 T2 T3 T4 TP 3 095 8 465 176 1 0 3 105 8 515 183 1 0 3 115 8 565 190 1 0 3 125 8 615 197 1 0 3 135 8 665 204 1 0 Prévisions de souscription annuelle de capacités journalières (en MWh/jour) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T4 TP 160 0 160 0 160 0 160 0 160 0 Prévisions de distance pour le tarif de proximité (en m) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 TP 0 0 0 0 0 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 2.4. Modalités de passage de prévisions annuelles à des prévisions semestrielles Ventilation semestrielle pour une année A des quantités de gaz acheminées par option tarifaire : OPTION TARIFAIRE PREMIER SEMESTRE SECOND SEMESTRE T1 T2 T3 T4 53 % 57 % 58 % 59 % 47 % 43 % 42 % 41 % Ventilation semestrielle pour une année A du nombre de clients raccordés par option tarifaire : Le nombre de clients moyen raccordés du premier semestre est calculé comme suit : ([nombreclientmoyenannée A – 1 + nombreclientmoyenannée A]/2 + nombreclientmoyenannée A) 2 Le nombre de clients moyen raccordés du second semestre est calculé comme suit : ([nombreclientmoyenannée A + nombreclientmoyenannée A + 1]/2 + nombreclientmoyenannée A) 2 Ces deux formules s’appliquent également et de manière identique pour ventiler semestriellement par option tarifaire les prévisions de souscription annuelle de capacités journalières et de distance. 3. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d’investissement de Caléo hors investissements de sécurité et de cartographie Des indicateurs quantitatifs de suivi de la réalisation des programmes d’investissement de Caléo sont mis en place pour suivre et analyser les évolutions des coûts unitaires d’investissement de l’opérateur. Ces indicateurs sont les suivants : Nombre de kilomètres de réseau neuf en développement : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Longueur en km de réseau posé dans l’année en développement (raccordement de nouveaux clients) Canalisations de distribution Totalité des investissements de développement Périmètre Investissements de développement comprenant réseau/ouvrages sur réseau, branchements et ouvrages en immeubles (en concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE Nombre de nouveaux postes de livraison (premier établissement ou remplacement) : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de nouveaux postes de livraison clients installés dans l’année Postes de livraison client Investissements sur postes de livraison clients, identifiés par leur catégorie d’actifs Postes de livraison clients (hors concession) Périmètre Fréquence de remontée à la CRE Annuelle Nombre de vérifications périodiques d’étalonnage de compteurs industriels (VPEi) : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de VPEi effectuées dans l’année, que celles-ci aient donné lieu ou non à un remplacement du compteur Compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h Totalité des investissements sur compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h, identifiés par leur catégorie d’actifs Compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h (hors concession) Périmètre Fréquence de remontée à la CRE Annuelle Nombre de vérifications périodiques d’étalonnage de compteurs domestiques (VPEd) : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de VPEd effectuées dans l’année, que celles-ci aient donné lieu ou non à un remplacement du compteur Compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h Totalité des investissements sur compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h Périmètre Compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h (hors concession) Fréquence de remontée à la CRE Annuelle Nombre de kilomètres de réseaux renouvelés : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Périmètre Longueur en km de réseau renouvelé dans l’année Canalisations de distribution Totalité des investissements de renouvellement Investissements de renouvellement comprenant réseau/ouvrages sur réseau, branchements et ouvrages en immeubles (hors concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE Nombre de kilomètres de réseaux posés en allongement de restructuration/renforcement : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Longueur en km de réseau posé dans l’année en allongement hors développement Investissements de premier établissement hors développement et hors dispositifs de sécurité installés sur les ouvrages principaux Investissements de premier établissement hors développement sur réseau/ouvrages sur réseau (en concession) Périmètre Canalisations de distribution Fréquence de remontée à la CRE Annuelle Déplacement d’ouvrages à la demande de tiers : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Déplacement d’ouvrages à la demande de tiers Totalité des investissements relatifs à des déplacements et/ou modifications des installations du réseau concédé à la demande exclusive de tiers . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Périmètre Réseau/ouvrages sur réseau, branchements et ouvrages en immeubles Totalité des investissements relatifs à des déplacements et/ou modifications des installations du réseau concédé à la demande exclusive de tiers Fréquence de remontée à la CRE Annuelle 4. Mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz de Caléo 4.1. Mécanisme Le mécanisme consiste en le suivi sur la période 2013-2016 d’un indicateur : le nombre moyen annuel de points de livraison raccordés au réseau de l’opérateur. Deux trajectoires prévisionnelles ont été définies pour cet indicateur : – une trajectoire de référence, identique à celle retenue pour définir le tarif ATRD4 de Caléo et correspondant au budget de promotion de l’usage du gaz couvert par le tarif ATRD4 de l’opérateur ; – une trajectoire de base, présentant les valeurs prévisionnelles de l’indicateur inférieures de 2,5 % aux valeurs de la trajectoire de référence. Le mécanisme de régulation incitative s’applique aux écarts calculés au 31 décembre 2016 entre le réalisé et la trajectoire de référence de cet indicateur. Si la trajectoire de référence n’est pas atteinte, le mécanisme peut conduire à une pénalité pour Caléo, calculée selon les modalités suivantes : Si la valeur réelle est comprise entre la valeur de référence et la valeur de base Si la valeur réelle est inférieure ou égale à la valeur de base Aucune pénalité Pénalité = 36 k€ Le montant forfaitaire de pénalité pouvant être appliqué à Caléo est égal à 1/6 du total de charges relatives à la promotion de l’usage du gaz et à la communication générale couvertes par le tarif ATRD4 de l’opérateur, soit 36 k€ sur l’ensemble de la période tarifaire. Le montant de cette pénalité éventuelle viendra en diminution de l’évaluation des charges à recouvrer dans le prochain tarif. L’opérateur devra également présenter en milieu et en fin de période tarifaire aux acteurs de marché, dans le cadre du GTG, l’état d’avancement du plan d’action mis en œuvre dans ce domaine ainsi que le bilan des actions qui auront été menées. 4.2. Valeurs de référence soumises au mécanisme Les trajectoires de référence sont les suivantes : 2013 2014 2015 2016 Nombre moyen annuel de points de livraison Trajectoire de référence Trajectoire de base 11 737 11 444 11 804 11 509 11 871 11 574 11 938 11 640 5. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Caléo Un suivi de la qualité de service est mis en place pour Caléo sur les domaines clés de l’activité de l’opérateur. Ce suivi est constitué d’indicateurs transmis régulièrement par Caléo à la CRE et rendus publics sur son site internet grand public. Certains indicateurs particulièrement importants pour le bon fonctionnement du marché sont soumis à un système d’incitation financière. Les indicateurs de suivi de la qualité de service transmis par Caléo à la CRE doivent être certifiés par un organisme extérieur. En outre, le mécanisme de suivi de la qualité de service de Caléo pourra être soumis à tout audit que la CRE jugera utile. Les valeurs des indicateurs sont calculées et remontées à la CRE avec deux décimales. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 5.1. Indicateurs de suivi de la qualité de service de Caléo donnant lieu à incitation financière a) Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 de la valeur : Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD et indemnisés durant le semestre M – 5/M (soit deux valeurs suivies : – pour les clients T1/T2 ; – pour les clients T3/T4/TP) Tous rendez-vous programmés, donc validés par le GRD Tous rendez-vous pour intervention avec déplacement d’un agent du GRD et présence du client, non tenus du fait du GRD : – jusqu’au 30 juin 2013 : tous rendez-vous signalés par les fournisseurs dans les 90 jours calendaires ; – à compter du 1er juillet 2013 : tous rendez-vous non respectés automatiquement identifiés par l’opérateur (aucun besoin de signalement par les fournisseurs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : semestrielle Périmètre Suivi Objectif Incitations 100 % des rendez-vous non tenus automatiquement détectés par l’opérateur sont indemnisés Pénalités : montants identiques à ceux facturés par Caléo en cas de non-exécution d’une intervention programmée du fait du client ou du fournisseur (absence au rendez-vous, etc.), en fonction du débit du compteur du client, pour chaque rendez-vous non tenu Versement : direct aux fournisseurs Déjà mis en œuvre Mise en œuvre au 1er juillet 2013 de la détection automatique par l’opérateur des rendez-vous planifiés non respectés par le GRD Date de mise en œuvre b) Taux de mises en service (MES) réalisées dans les délais demandés : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de MES clôturées durant le semestre M – 5/M dans le délai demandé [si ce délai est supérieur au délai catalogue] ou dans un délai ͨ au délai catalogue [si le délai demandé est inférieur au délai catalogue])/(Nombre total de MES clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit trois valeurs suivies : – tous clients confondus ; – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Toutes MES avec déplacement (avec/sans pose compteur), hors MES express Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectif Seule la valeur globale du taux (tous clients confondus) est incitée financièrement : – objectif de base : 95,5 % par année calendaire ; – objectif cible : 97 % par année calendaire Pénalités : 1 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 1 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Mise en œuvre du suivi : 1er juillet 2013 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 Incitations Date de mise en œuvre c) Taux de mises hors service (MHS) réalisées dans les délais demandés : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Calcul Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de MHS clôturées durant le semestre M – 5/M dans le délai demandé [si ce délai est supérieur au délai catalogue] ou dans un délai ͨ au délai catalogue [si le délai demandé est inférieur au délai catalogue])/(Nombre total de MHS clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit trois valeurs suivies : – tous clients confondus ; – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) MHS suite à résiliation du contrat (excepté les MHS pour impayé), à l’initiative du client MHS clôturée : lorsque l’acte technique de la MHS est réalisé Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence de calcul : semestrielle Fréquence de remontée à la CRE : semestrielle Fréquence de publication : semestrielle fréquence de calcul des indemnisations : annuelle Seule la valeur globale du taux (tous clients confondus) est incitée financièrement : – objectif de base : 96 % par année calendaire ; – objectif cible : 98 % par année calendaire Pénalités : 1 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 1 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Mise en œuvre du suivi : 1er juillet 2013 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 Périmètre Suivi Objectif Incitations Date de mise en œuvre d) Taux de relevés semestriels (6M) sur index réels (relevés ou autorelevés) : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre d’index réels lus ou autorelevés sur le semestre M - 5/M de PCE [*] 6M)/(Nombre d’index de PCE 6M à relever durant le semestre M - 5/M) (soit une valeur suivie) Tous index réels lus ou autorelevés pour les PCE 6M Tous clients confondus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectifs Objectif de base : 95 % par année calendaire Objectif cible : 97 % par année calendaire Pénalités : 1 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 1 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Suivi : 1er juillet 2013 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 Incitations Date de mise en œuvre (*) PCE : point de comptage et d’estimation. e) Taux de réponses aux réclamations Fournisseurs dans les 15 jours calendaires : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de réclamations fournisseurs clôturées dans les 15 jours calendaires durant le semestre M – 5/M)/(Nombre total de réclamations fournisseurs clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Périmètre Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au fournisseur (les réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail, fax et portail Fournisseur) uniquement, y compris les réclamations pour rendez-vous non tenus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au fournisseur Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : semestrielle Suivi Objectif Incitations 100 % des réclamations fournisseurs écrites déposées sur le portail Fournisseur traitées dans les 30 jours Pénalités : 25 € par réclamation non traitée dans les 15 jours calendaires et signalée par les fournisseurs Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Date de mise en œuvre : f) Taux de réponses aux réclamations de clients finals dans les 30 jours calendaires : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de réclamations écrites de clients finals clôturées dans les 30 jours calendaires durant le semestre M – 5/M)/(Nombre total de réclamations écrites transmises par les clients finals clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client final (les réclamations dont la réponse doit être faite par le fournisseur au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail, fax) uniquement Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au client Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : semestrielle Périmètre Suivi Objectif Incitations 100 % des réclamations de clients finals écrites (courrier, mail, fax) traitées dans les 30 jours Pénalités : 25 €, par réclamation non traitée dans les 30 jours calendaires et signalée Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Date de mise en œuvre 5.2. Autres indicateurs de suivi de la qualité de service de Caléo a) Indicateurs relatifs aux devis et interventions : LIBELLÉ de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR Taux de changements de fournisseur réalisés dans les délais demandés Remontée le 1er du mois M+2 du ratio : (Nombre de changements de fournisseurs clôturés durant le semestre M – 5/M dans le délai demandé)/(Nombre total de changements de fournisseurs clôturés durant le semestre M – 5/M) (soit deux valeurs suivies : – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Tous changements de fournisseurs, excepté ceux ayant lieu lors des MES pour un local dont l’installation est encore en service Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Tous clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Semestre Déjà mis en œuvre . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre Délai moyen de réalisation d’un changement de fournisseur Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, de la valeur : Nombre moyen de jours nécessaires pour réaliser un changement de fournisseur durant le semestre M – 5/M (soit deux valeurs suivies : – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Tous changements de fournisseurs Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Semestre 1er juillet 2013 Taux de raccordements réalisés dans le délai convenu Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de branchements réalisés durant le semestre M – 5/M dans le délai convenu)/(Nombre de branchements réalisés durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Tous raccordements confondus Tous clients confondus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Semestre 1er janvier 2014 b) Indicateurs relatifs à la relation avec les consommateurs finals : FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR DATE DE MISE en œuvre Nombre de réclamations de clients finals par nature Remontée le 1er du mois M + 2, par nature de réclamation, de la valeur : Nombre total de réclamations écrites de clients finals clôturées durant le semestre M – 5/M (soit cinq valeurs suivies : – total ; – livraison ; – production des services liés à la livraison ; – raccordement individuel gaz ; – raccordement du marché d’affaires gaz) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client final (les réclamations dont la réponse doit être faite par le fournisseur au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail, fax) uniquement Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au client Semestre Déjà mis en œuvre c) Indicateurs relatifs à la relation avec les fournisseurs : LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre Nombre de réclamations de fournisseurs par nature Remontée le 1er du mois M + 2, par nature de réclamation, de la valeur : Nombre total de réclamations écrites de fournisseurs clôturées durant le semestre M – 5/M (soit six valeurs suivies : – total ; – accueil ; – qualité de fourniture et réseau ; – gestion et réalisation des prestations ; – données de comptage ; – relance) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au fournisseur (les réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail, fax et portail Fournisseur) uniquement, y compris les réclamations pour rendez-vous non tenus Semestre Déjà mis en œuvre . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre Délai moyen de traitement des réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre total de jours nécessaires pour traiter les réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires clôturées durant le semestre M – 5/M) /(Nombre total de réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Tous fournisseurs (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs), tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au fournisseur Semestre Déjà mis en œuvre d) Indicateurs relatifs à la relève et à la facturation : LIBELLÉ de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR Taux d’absence des clients de PCE 6M au relevé 3 fois et plus Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre d’index de PCE 6M autorelevés ou estimés durant le semestre M – 5/M pour cause d’absence du client 3 fois et plus lors du relevé semestriel)/(Nombre de PCE 6M à relever durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de prestations de vérification de données de comptage clôturées durant le semestre M – 5/M mais non facturées)/(Nombre de PCE relevés ou télérelevés sur le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Tous PCE 6M existants Tous index autorelevés ou estimés pour cause d’absence du client au relevé Tous relevés cycliques et de MHS (relèves de souscriptions non prises en compte) Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Toutes prestations de vérification de données de comptage (avec/sans déplacement) Tous index réels (les contestations d’index calculés ne sont pas prises en compte) Une prestation n’est pas facturée si une anomalie imputable au GRD est identifiée Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Tous clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Semestre Déjà mis en œuvre Nombre de prestations de vérification de données de comptage aboutissant à une correction d’index réel Semestre Déjà mis en œuvre H. Tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Gaz de Barr Le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Gaz de Barr, autres que ceux concédés en application des dispositions de l’article L. 432-6 du code de l’énergie, est péréqué à l’intérieur de la zone de desserte de Gaz de Barr. Le tarif défini ci-dessous est conçu pour s’appliquer pour une durée d’environ quatre ans à compter du 1er juillet 2013, avec un ajustement mécanique au 1er juillet de chaque année. 1. Tarif péréqué de Gaz de Barr applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 Options tarifaires principales : Pour les réseaux publics de distribution de gaz naturel à l’intérieur de la zone de desserte de Gaz de Barr, le tarif d’utilisation est le suivant : OPTION TARIFAIRE ABONNEMENT ANNUEL (en €) PRIX PROPORTIONNEL (en €/MWh) TERME DE SOUSCRIPTION annuelle de capacité journalière (en €/MWh/j) T1 40,20 32,10 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 OPTION TARIFAIRE ABONNEMENT ANNUEL (en €) PRIX PROPORTIONNEL (en €/MWh) TERME DE SOUSCRIPTION annuelle de capacité journalière (en €/MWh/j) T2 T3 T4 155,64 886,92 17 912,76 9,43 6,62 0,94 232,80 Option « tarif de proximité » (TP) : Les termes tarifaires de l’option « tarif de proximité » sont les suivants : OPTION TARIFAIRE ABONNEMENT ANNUEL (en €) TERME DE SOUSCRIPTION annuelle de capacité journalière (en €/MWh/j) TERME ANNUEL À LA DISTANCE (en €/mètre) TP 29 290,68 81,48 53,28 Un coefficient multiplicateur est appliqué au terme annuel à la distance. Il est égal à : 1 si la densité de population de la commune est inférieure à 400 habitants par km2 ; 1,75 si la densité de population de la commune est comprise entre 400 habitants par km2 et 4 000 habitants par km2 ; 3 si la densité de population de la commune est supérieure à 4 000 habitants par km2. 2. Tarif péréqué de Gaz de Barr applicable à compter du 1er juillet 2014 La grille tarifaire de Gaz de Barr est ajustée mécaniquement au 1er juillet de chaque année A, à compter du 1 juillet 2014, par l’application à l’ensemble des termes tarifaires en vigueur au 30 juin de l’année A, du pourcentage de variation suivant : Z = IPC – X + k IPC est le taux d’inflation correspondant, pour un ajustement de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A, à la variation annuelle moyenne sur l’année calendaire A-1 de l’indice des prix à la consommation hors tabac tel que calculé par l’INSEE pour l’ensemble des ménages France entière (19). X est le facteur d’évolution annuel sur la grille tarifaire égal à – 0,94 %. k est l’évolution de la grille tarifaire, exprimée en pourcentage, résultant de l’apurement du solde du CRCP. La grille tarifaire résultante est publiée par la CRE avant le 1er juillet de chaque année au Journal officiel de la République française et transmise aux ministres chargés de l’énergie et de l’économie. er (19) La variation annuelle moyenne sur l’année A – 1 est égale au taux d’évolution en pourcentage de l’indice moyen annuel, correspondant à la moyenne arithmétique simple des douze indices mensuels de l’année, soit de janvier à décembre, des prix à la consommation hors tabac pour l’ensemble des ménages France entière (série no 641194), entre les années A – 2 et A – 1. 2.1. Calcul du solde du CRCP Le solde du CRCP est calculé par la CRE pour chaque année de la période tarifaire selon les modalités décrites dans le tableau ci-dessous. Lorsque le montant définitif de certains écarts n’est pas connu avec certitude au moment de ce calcul, une estimation est effectuée sur la base de la meilleure information disponible à ce moment. Une correction de cette estimation est effectuée lors de l’année suivante sur la base des valeurs définitives. POSTES COUVERTS par le CRCP PART DU MONTANT couverte par le CRCP MODE DE CALCUL DU MONTANT pour chaque poste Charges de capital 100 % Différence entre : – le montant de charges de capital calculé ex post sur la base des données réalisées en matière d’investissements, de sorties d’actifs de la BAR et d’inflation ; – l’hypothèse de charges de capital incluses dans le revenu à recouvrer par le tarif, corrigée de l’inflation réelle constatée à partir de l’année 2014 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 POSTES COUVERTS par le CRCP PART DU MONTANT couverte par le CRCP MODE DE CALCUL DU MONTANT pour chaque poste Revenus perçus sur les termes tarifaires proportionnels aux quantités de gaz acheminées sur le réseau de distribution 100 % Différence entre : – le revenu lié aux quantités de gaz acheminées calculé ex post, sur la base des quantités de gaz semestrielles et par option tarifaire réellement acheminées sur la période considérée ; – le revenu lié aux prévisions semestrielles et par option tarifaire de quantités de gaz acheminées, utilisées pour établir le tarif appliqué au cours de la période considérée Différence entre : – le revenu perçu par l’opérateur, calculé ex post sur la base du nombre de prestations réalisées et des prix des prestations après évolution ; – le revenu qu’aurait perçu l’opérateur si les prix n’avaient pas évolué, calculé ex post sur la base du nombre de prestations réalisées et des prix des prestations qui auraient été appliqués selon les formules d’indexation mentionnées dans le catalogue des prestations Montant des pénalités facturées pendant la période considérée Revenus perçus sur les prestations catalogue en cas d’une évolution des prix de ces prestations différente de celle résultant des formules d’indexation mentionnées dans le catalogue de prestations 100 % Pénalités perçues par Gaz de Barr pour les dépassements de capacités souscrites pour les clients bénéficiant des options T4 et TP Incitations financières générées par le mécanisme de régulation incitative de la qualité de service 100 % 100 % Montant des pénalités et/ou bonus liés aux indicateurs de qualité de service soumis à incitations financières, hormis celui relatif au respect des rendez-vous Le solde du CRCP calculé pour une année calendaire A est apuré de la manière suivante : – la partie de ce solde impliquant une évolution de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A + 1, inférieure ou égale à 2 % en valeur absolue, est apurée en totalité à cette date. Elle détermine le terme k ; – le reste du solde est reporté au CRCP calculé pour l’année calendaire A + 1, le cas échéant. L’écart éventuel entre le solde définitif et le solde provisoire du CRCP de l’année 2012 défini dans ce tarif sera intégré au solde du CRCP de l’année 2013. Pour l’année 2013, le calcul des écarts est effectué avec des seuils définis sur la base des données prévisionnelles du premier semestre 2013 précisées dans l’arrêté tarifaire du 24 juin 2009 et sur celles du second semestre 2013 précisées dans la présente délibération tarifaire. Les montants pris en compte dans le CRCP sont actualisés à un taux d’intérêt équivalent au taux sans risque retenu dans le cadre de la présente délibération tarifaire. Ce taux est fixé à 4,2 % par an, nominal, avant impôt et s’applique sur une période de : 18 mois pour les écarts constatés sur les années 2013, 2014, 2015 et 2016 ; 12 mois pour le solde du CRCP éventuellement reporté d’une année sur l’autre. A la fin de la période tarifaire, le solde du CRCP constitué des écarts constatés pour l’année 2016 et des montants reportés au titre des années précédentes est pris en compte pour définir le tarif pour la période tarifaire suivante. En complément, les conséquences financières des audits conduits par la CRE seront prises en compte au CRCP. 2.2. Valeurs de référence des postes de charges et de revenus soumis au mécanisme de CRCP Prévisions de charges soumises au mécanisme de CRCP : EN k€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Charges de capital (à corriger de l’inflation réelle constatée à partir de 2014) 2 869 2 997 3 100 3 152 Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T1 1 003 953 905 860 817 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T2 T3 T4 233 840 125 963 153 428 236 178 127 223 153 428 238 540 128 495 153 428 240 925 134 780 137 428 243 334 136 128 137 428 2.3. Autres valeurs de référence utilisées pour le calcul du terme k Prévisions de nombre moyen annuel de clients raccordés : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T1 T2 T3 T4 TP 865 10 245 169 5 0 822 10 395 170 5 0 781 10 545 170 5 0 742 10 695 170 4 0 705 10 845 170 4 0 Prévisions de souscription annuelle de capacités journalières (en MWh/jour) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T4 TP 951 0 921 0 921 0 821 0 821 0 Prévisions de distance pour le tarif de proximité (en m) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 TP 0 0 0 0 0 2.4. Modalités de passage de prévisions annuelles à des prévisions semestrielles Ventilation semestrielle pour une année A des quantités de gaz acheminées par option tarifaire : OPTION TARIFAIRE PREMIER SEMESTRE SECOND SEMESTRE T1 T2 T3 T4 53 % 57 % 58 % 59 % 47 % 43 % 42 % 41 % Ventilation semestrielle pour une année A du nombre de clients raccordés par option tarifaire : – le nombre de clients moyen raccordés du 1er semestre est calculé comme suit : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 ([nombreclientmoyenannée A – 1 + nombreclientmoyenannée A]/2 + nombreclientmoyenannée A) 2 – le nombre de clients moyen raccordés du second semestre est calculé comme suit : ([nombreclientmoyenannée A + nombreclientmoyenannée A + 1]/2 + nombreclientmoyenannée A) 2 Ces deux formules s’appliquent également et de manière identique pour ventiler semestriellement par option tarifaire les prévisions de souscription annuelle de capacités journalières et de distance. 3. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d’investissement de Gaz de Barr hors investissements de sécurité et de cartographie Des indicateurs quantitatifs de suivi de la réalisation des programmes d’investissement de Gaz de Barr sont mis en place pour suivre et analyser les évolutions des coûts unitaires d’investissement de l’opérateur. Ces indicateurs sont les suivants : Nombre de kilomètres de réseau neuf en développement et raccordements réalisés sur réseau neuf : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Longueur en km de réseau posé dans l’année en développement (raccordement de nouveaux clients) Canalisations de distribution + branchements sur extension et densification de réseau Totalité des investissements de développement Périmètre Investissements de développement comprenant réseau/ouvrages sur réseau, branchements en extension/densification et ouvrages en immeubles (en concession) Fréquence de remontée à la CRE Annuelle Nombre de vérifications périodiques d’étalonnage de compteurs industriels (VPEi) : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de VPEi effectuées dans l’année, que celles-ci aient donné lieu ou non à un remplacement du compteur Compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h Totalité des investissements sur compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h, identifiés par leur catégorie d’actifs Compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h (hors concession) Périmètre Fréquence de remontée à la CRE Annuelle Nombre de vérifications périodiques d’étalonnage de compteurs domestiques (VPEd) : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de VPEd effectuées dans l’année, que celles-ci aient donné lieu ou non à un remplacement du compteur Compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h Totalité des investissements sur compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h Périmètre Compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h (hors concession) Fréquence de remontée à la CRE Annuelle Nombre de kilomètres de réseaux renouvelés : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Périmètre Longueur en km de réseau renouvelé dans l’année Canalisations de distribution + branchements en renouvellement Totalité des investissements de renouvellement Investissements de renouvellement comprenant réseau/ouvrages sur réseau, branchements et ouvrages en immeubles (hors concession) Fréquence de remontée à la CRE Annuelle . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Nombre de plans géoréférencés dans l’année : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de plans géoréférencés dans l’année (nouveaux plans et plans existants, déjà numérisés ou non) Géoréférencement des plans Investissements de géoréférencement Périmètre Géoréférencement des plans (évolution du système d’information associé exclue) (immobilisations incorporelles, hors concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE 4. Mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz de Gaz de Barr 4.1. Mécanisme Le mécanisme consiste en le suivi sur la période 2013-2016 d’un indicateur : le nombre moyen annuel de points de livraison raccordés au réseau de l’opérateur. Deux trajectoires prévisionnelles ont été définies pour cet indicateur : – une trajectoire de référence, identique à celle retenue pour définir le tarif ATRD4 de Gaz de Barr et correspondant au budget de promotion de l’usage du gaz couvert par le tarif ATRD4 de l’opérateur ; – une trajectoire de base, présentant les valeurs prévisionnelles de l’indicateur inférieures de 2,5 % aux valeurs de la trajectoire de référence. Le mécanisme de régulation incitative s’applique aux écarts calculés au 31 décembre 2016 entre le réalisé et la trajectoire de référence de cet indicateur. Si la trajectoire de référence n’est pas atteinte, le mécanisme peut conduire à une pénalité pour Gaz de Barr, calculée selon les modalités suivantes : Si la valeur réelle est comprise entre la valeur de référence et la valeur de base Si la valeur réelle est inférieure ou égale à la valeur de base Aucune pénalité Pénalité = 51 k€ Le montant forfaitaire de pénalité pouvant être appliqué à Gaz de Barr est égal à 1/6 du total de charges relatives à la promotion de l’usage du gaz et à la communication générale couvertes par le tarif ATRD4 de l’opérateur, soit 51 k€ sur l’ensemble de la période tarifaire. Le montant de cette pénalité éventuelle viendra en diminution de l’évaluation des charges à recouvrer dans le prochain tarif. L’opérateur devra également présenter en milieu et en fin de période tarifaire aux acteurs de marché, dans le cadre du GTG, l’état d’avancement du plan d’action mis en œuvre dans ce domaine ainsi que le bilan des actions qui auront été menées. 4.2. Valeurs de référence soumises au mécanisme Les trajectoires de référence sont les suivantes : 2013 2014 2015 2016 Nombre moyen annuel de points de livraison Trajectoire de référence 11 284 11 392 11 501 11 611 Trajectoire de base 11 002 11 107 11 213 11 320 5. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Gaz de Barr Un suivi de la qualité de service est mis en place pour Gaz de Barr sur les domaines clés de l’activité de l’opérateur. Ce suivi est constitué d’indicateurs transmis régulièrement par Gaz de Barr à la CRE et rendus publics sur son site internet grand public. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Certains indicateurs particulièrement importants pour le bon fonctionnement du marché sont soumis à un système d’incitation financière. Les indicateurs de suivi de la qualité de service transmis par Gaz de Barr à la CRE doivent être certifiés par un organisme extérieur. En outre, le mécanisme de suivi de la qualité de service de Gaz de Barr pourra être soumis à tout audit que la CRE jugera utile. Les valeurs des indicateurs sont calculées et remontées à la CRE avec deux décimales. 5.1. Indicateurs de suivi de la qualité de service de Gaz de Barr donnant lieu à incitation financière a) Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 de la valeur : Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD et indemnisés durant le semestre M – 5/M (soit deux valeurs suivies : – pour les clients T1/T2 ; – pour les clients T3/T4/TP) Tous rendez-vous programmés, donc validés par le GRD Tous rendez-vous pour intervention avec déplacement d’un agent du GRD et présence du client, non tenus du fait du GRD : – jusqu’au 30 juin 2014 : tous rendez-vous signalés par les fournisseurs dans les 90 jours calendaires ; – à compter du 1er juillet 2014 : tous rendez-vous non respectés automatiquement identifiés par l’opérateur Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : semestrielle Périmètre Suivi Objectif 100 % des rendez-vous non tenus : – jusqu’au 30 juin 2014 : signalés par les fournisseurs dans les 90 jours calendaires ; – à compter du 1er juillet 2014 : automatiquement détectés par l’opérateur sont indemnisés Pénalités : montants identiques à ceux facturés par Gaz de Barr en cas de non-exécution d’une intervention programmée du fait du client ou du fournisseur (absence au rendez-vous, etc.), pour chaque rendez-vous non tenu Versement : direct aux fournisseurs Déjà mis en œuvre Mise en œuvre au 1er juillet 2014 de la détection automatique par l’opérateur des rendez-vous planifiés non respectés par le GRD Incitations Date de mise en œuvre b) Taux de mises en service (MES) réalisées dans les délais demandés : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de MES clôturées durant le semestre M – 5/M dans le délai demandé [si ce délai est supérieur au délai catalogue] ou dans un délai ͨ au délai catalogue [si le délai demandé est inférieur au délai catalogue])/(Nombre total de MES clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit trois valeurs suivies : – tous clients confondus ; – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Toutes MES avec déplacement (avec/sans pose compteur), hors MES express Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectif Seule la valeur globale du taux (tous clients confondus) est incitée financièrement : Objectif de base : 95,5 % par année calendaire Objectif cible : 97 % par année calendaire Pénalités : 1 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 1 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Incitations . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Date de mise en œuvre Suivi : déjà mis en œuvre Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 c) Taux de mises hors service (MHS) réalisées dans les délais demandés : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de MHS clôturées durant le semestre M – 5/M dans le délai demandé [si ce délai est supérieur au délai catalogue] ou dans un délai ͨ au délai catalogue [si le délai demandé est inférieur au délai catalogue])/(Nombre total de MHS clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit trois valeurs suivies : – tous clients confondus ; – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) MHS suite à résiliation du contrat (excepté les MHS pour impayé), à l’initiative du client MHS clôturée : lorsque l’acte technique de la MHS est réalisé Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectif Seule la valeur globale du taux (tous clients confondus) est incitée financièrement : Objectif de base : 96 % par année calendaire Objectif cible : 98 % par année calendaire Pénalités : 1 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 1 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Mise en œuvre du suivi : 1er janvier 2014 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 Incitations Date de mise en œuvre d) Taux de relevés semestriels (6M) sur index réels (relevés ou autorelevés) : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre d’index réels lus ou autorelevés sur le semestre M – 5/M de PCE111 PCE : point de comptage et d’estimation1 6M)/(Nombre d’index de PCE 6M à relever durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Tous index réels lus ou autorelevés pour les PCE 6M Tous clients confondus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Index gaz uniquement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectifs Objectif de base : 95 % par année calendaire Objectif cible : 97 % par année calendaire Pénalités : 1 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 1 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Mise en œuvre du suivi : 1er janvier 2014 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 Incitations Date de mise en œuvre e) Taux de réponses aux réclamations Fournisseurs dans les 15 jours calendaires : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de réclamations fournisseurs clôturées dans les 15 jours calendaires durant le semestre M – 5/M)/(Nombre total de réclamations fournisseurs clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Périmètre Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au fournisseur (les réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail) uniquement dans un premier temps, puis uniquement par le portail Fournisseur après mise en service de ce dernier, y compris les réclamations pour rendez-vous non tenus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au fournisseur Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : semestrielle Suivi Objectif 100 % des réclamations fournisseurs écrites déposées sur le portail Fournisseur traitées dans les 15 jours calendaires Pénalités : 25 € par réclamation non traitée dans les 15 jours calendaires et signalée par les fournisseurs Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Incitations Date de mise en œuvre f) Taux de réponses aux réclamations de clients finals dans les 30 jours calendaires : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de réclamations écrites de clients finals clôturées dans les 30 jours calendaires durant le semestre M – 5/M)/(Nombre total de réclamations écrites transmises par les clients finals clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client final (les réclamations dont la réponse doit être faite par le fournisseur au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail) uniquement Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au client Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : semestrielle Périmètre Suivi Objectif Incitations 100 % des réclamations de clients finals (courrier, mail) traitées dans les 30 jours calendaires Pénalités : 25 € par réclamation non traitée dans les 30 jours calendaires et signalée Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Date de mise en œuvre 5.2. Autres indicateurs de suivi de la qualité de service de Gaz de Barr a) Indicateurs relatifs aux devis et interventions : LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE de mise en œuvre Taux de changements de fournisseur réalisés dans les délais demandés Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de changements de fournisseurs clôturés durant le semestre M – 5/M dans le délai demandé)/(Nombre total de changements de fournisseurs clôturés durant le semestre M – 5/M) (soit deux valeurs suivies : – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Tous changements de fournisseurs, excepté ceux ayant lieu lors des MES pour un local dont l’installation est encore en service Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Semestre Déjà mis en œuvre . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE de mise en œuvre Délai moyen de réalisation d’un changement de fournisseur Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, de la valeur : Nombre moyen de jours nécessaires pour réaliser un changement de fournisseur durant le semestre M – 5/M (soit deux valeurs suivies : – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de branchements réalisés durant le semestre M – 5/M dans le délai convenu)/(Nombre de branchements réalisés durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Tous changements de fournisseurs Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Tous raccordements confondus Tous clients confondus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Semestre 1er janvier 2014 Taux de raccordements réalisés dans le délai convenu Semestre 1er juillet 2015 b) Indicateurs relatifs à la relation avec les consommateurs finals : LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE de mise en œuvre N o m b r e d e réclamations de clients finals par nature Remontée le 1er du mois M + 2, par nature de réclamation, de la valeur : Nombre total de réclamations écrites de clients finals clôturées durant le semestre M – 5/M (soit une valeur suivie : – réclamation relevant du GRD) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client final (les réclamations dont la réponse doit être faite par le fournisseur au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail) uniquement Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle u n e r é p o n s e « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au client Semestre Déjà mis en œuvre c) Indicateurs relatifs à la relation avec les fournisseurs : LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE de mise en œuvre N o m b r e d e réclamations de fournisseurs par nature Remontée le 1er du mois M + 2, par nature de réclamation, de la valeur : Nombre total de réclamations écrites de fournisseurs clôturées durant le semestre M – 5/M (soit une valeur suivie : – réclamation relevant du GRD) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au fournisseur (les réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail) uniquement, y compris les réclamations pour rendez-vous non tenus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs), tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle u n e r é p o n s e « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au fournisseur Semestre Déjà mis en œuvre . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE de mise en œuvre Délai moyen de traitement des réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre total de jours nécessaires pour traiter les réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires clôturées durant le semestre M – 5/M) /(Nombre total de réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Semestre Déjà mis en œuvre d) Indicateurs relatifs à la relève et à la facturation : LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE de mise en œuvre Taux d’absence des clients de PCE 6M au relevé 3 fois et plus Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre d’index de PCE 6M autorelevés ou estimés durant le semestre M – 5/M pour cause d’absence du client 3 fois et plus lors du relevé semestriel)/(Nombre de PCE 6M à relever durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Tous PCE 6M existants Tous index autorelevés ou estimés pour cause d’absence du client au relevé Tous relevés cycliques et de MHS (relèves de souscriptions non prises en compte) Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Toutes prestations de vérification de données de comptage (avec/sans déplacement) Tous index réels (les contestations d’index calculés ne sont pas prises en compte) Une prestation n’est pas facturée si une anomalie imputable au GRD est identifiée Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Tous clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Semestre 1er juillet 2014 Nombre de prestations de vérification de données de comptage aboutissant à une correction d’index réel Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de prestations de vérification de données de comptage clôturées durant le semestre M – 5/M mais non facturées)/(Nombre de PCE relevés ou télérelevés sur le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Semestre 1er juillet 2014 I. Tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Veolia Eau Le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Veolia Eau, autres que ceux concédés en application des dispositions de l’article L. 432-6 du code de l’énergie, est péréqué à l’intérieur de la zone de desserte de Veolia Eau. Le tarif défini ci-dessous est conçu pour s’appliquer pour une durée d’environ quatre ans à compter du 1er juillet 2013, avec un ajustement mécanique au 1er juillet de chaque année. 1. Tarif péréqué de Veolia Eau applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 Options tarifaires principales : Pour les réseaux publics de distribution de gaz naturel à l’intérieur de la zone de desserte de Veolia Eau, le tarif d’utilisation est le suivant : OPTION tarifaire ABONNEMENT ANNUEL (en €) PRIX PROMOTIONNEL (en €/MWh) TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE de capacité journalière (en €/Mh/j) T1 36,36 28,79 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 OPTION tarifaire ABONNEMENT ANNUEL (en €) PRIX PROMOTIONNEL (en €/MWh) TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE de capacité journalière (en €/Mh/j) T2 141,24 8,53 T3 803,64 6,00 T4 16 238,28 0,86 211,20 Option « tarif de proximité » (TP) : Les termes tarifaires de l’option « tarif de proximité » sont les suivants : OPTION tarifaire ABONNEMENT ANNUEL (en €) TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE de capacité journalière (en €/Mh/j) TERME ANNUEL À LA DISTANCE (en €/mètre) TP 22 641,00 63,12 41,28 Un coefficient multiplicateur est appliqué au terme annuel à la distance. Il est égal à : 1 si la densité de population de la commune est inférieure à 400 habitants par km2 ; 1,75 si la densité de population de la commune est comprise entre 400 habitants par km2 et 4 000 habitants par km2 ; 3 si la densité de population de la commune est supérieure à 4 000 habitants par km2. Clients sans compteur individuel : Pour les clients finals ne disposant pas de compteur individuel, le tarif applicable est un forfait annuel de 55,32 €. 2. Tarif péréqué de Veolia Eau applicable à compter du 1er juillet 2014 La grille tarifaire de Veolia Eau est ajustée mécaniquement au 1er juillet de chaque année A, à compter du 1 juillet 2014, par l’application à l’ensemble des termes tarifaires en vigueur au 30 juin de l’année A, du pourcentage de variation suivant : Z = IPC – X + k IPC est le taux d’inflation correspondant, pour un ajustement de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A, à la variation annuelle moyenne sur l’année calendaire A – 1 de l’indice des prix à la consommation hors tabac tel que calculé par l’INSEE pour l’ensemble des ménages France entière (20). X est le facteur d’évolution annuel sur la grille tarifaire égal à – 1,10 %. k est l’évolution de la grille tarifaire, exprimée en pourcentage, résultant de l’apurement du solde du CRCP. La grille tarifaire résultante est publiée par la CRE avant le 1er juillet de chaque année au Journal officiel de la République française et transmise aux ministres chargés de l’énergie et de l’économie. er (20) La variation annuelle moyenne sur l’année A - 1 est égale au taux d’évolution en pourcentage de l’indice moyen annuel, correspondant à la moyenne arithmétique simple des douze indices mensuels de l’année, soit de janvier à décembre, des prix à la consommation hors tabac pour l’ensemble des ménages France entière (série no 641194), entre les années A – 2 et A – 1. 2.1. Calcul du solde du CRCP Le solde du CRCP est calculé par la CRE pour chaque année de la période tarifaire selon les modalités décrites dans le tableau ci-dessous. Lorsque le montant définitif de certains écarts n’est pas connu avec certitude au moment de ce calcul, une estimation est effectuée sur la base de la meilleure information disponible à ce moment. Une correction de cette estimation est effectuée lors de l’année suivante sur la base des valeurs définitives. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 POSTES COUVERTS PAR LE CRCP PART DU MONTANT couverte par le CRCP MODE DE CALCUL DU MONTANT POUR CHAQUE POSTE Charges de capital 100 % Différence entre : – le montant de charges de capital calculé ex post sur la base des données réalisées en matière d’investissements, de sorties d’actifs de la BAR et d’inflation ; – l’hypothèse de charges de capital incluse dans le revenu à recouvrer par le tarif, corrigée de l’inflation réelle constatée à partir de l’année 2014 Différence entre : – le revenu lié aux quantités de gaz acheminées calculé ex post, sur la base des quantités de gaz semestrielles et par option tarifaire réellement acheminées sur la période considérée ; – le revenu lié aux prévisions semestrielles et par option tarifaire de quantités de gaz acheminées, utilisées pour établir le tarif appliqué au cours de la période considérée Différence entre : – le revenu perçu par l’opérateur, calculé ex post sur la base du nombre de prestations réalisées et des prix des prestations après évolution ; – le revenu qu’aurait perçu l’opérateur si les prix n’avaient pas évolué, calculé ex post sur la base du nombre de prestations réalisées et des prix des prestations qui auraient été appliqués selon les formules d’indexation mentionnées dans le catalogue des prestations Montant des pénalités facturées pendant la période considérée Revenus perçus sur les termes tarifaires proportionnels aux quantités de gaz acheminées sur le réseau de distribution 100 % Revenus perçus sur les prestations catalogue en cas d’une évolution des prix de ces prestations différente de celle résultant des formules d’indexation mentionnées dans le catalogue de prestations 100 % Pénalités perçues par Veolia Eau pour les dépassements de capacités souscrites pour les clients bénéficiant des options T4 et TP Incitations financières générées par le mécanisme de régulation incitative de la qualité de service 100 % 100 % Montant des pénalités et/ou bonus liés aux indicateurs de qualité de service soumis à incitations financières, hormis celui relatif au respect des rendez-vous Le solde du CRCP calculé pour une année calendaire A est apuré de la manière suivante : – la partie de ce solde impliquant une évolution de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A + 1, inférieure ou égale à 2 % en valeur absolue, est apurée en totalité à cette date. Elle détermine le terme k ; – le reste du solde est reporté au CRCP calculé pour l’année calendaire A + 1, le cas échéant. L’écart éventuel entre le solde définitif et le solde provisoire du CRCP de l’année 2012 défini dans ce tarif sera intégré au solde du CRCP de l’année 2013. Pour l’année 2013, le calcul des écarts est effectué avec des seuils définis sur la base des données prévisionnelles du 1er semestre 2013 précisées dans l’arrêté tarifaire du 24 juin 2009 et sur celles du second semestre 2013 précisées dans la présente délibération tarifaire. Les montants pris en compte dans le CRCP sont actualisés à un taux d’intérêt équivalent au taux sans risque retenu dans le cadre de la présente délibération tarifaire. Ce taux est fixé à 4,2 % par an, nominal, avant impôt et s’applique sur une période de : 18 mois pour les écarts constatés sur les années 2013, 2014, 2015 et 2016 ; 12 mois pour le solde du CRCP éventuellement reporté d’une année sur l’autre. A la fin de la période tarifaire, le solde du CRCP constitué des écarts constatés pour l’année 2016 et des montants reportés au titre des années précédentes est pris en compte pour définir le tarif pour la période tarifaire suivante. En complément, les conséquences financières des audits conduits par la CRE seront prises en compte au CRCP. 2.2. Valeurs de référence des postes de charges et de revenus soumis au mécanisme de CRCP Prévisions de charges soumises au mécanisme de CRCP : EN k€ COURANTS 2013 2014 2015 2016 Charges de capital (à corriger de l’inflation réelle constatée à partir de 2014) 1 274 1 283 1 284 1 293 Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T1 T2 T3 T4 4 030 111 326 91 778 45 403 4 000 110 000 82 000 45 000 4 000 109 000 79 000 45 000 4 000 108 000 78 000 44 000 4 000 107 000 77 000 44 000 2.3. Autres valeurs de référence utilisées pour le calcul du terme k Prévisions de nombre moyen annuel de clients raccordés : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 Forfait T1 T2 T3 T4 TP 124 1 808 5 755 92 2 0 124 1 790 5 784 88 2 0 124 1 772 5 813 87 2 0 124 1 754 5 842 87 2 0 124 1 736 5 871 87 2 0 Prévisions de souscription annuelle de capacités journalières (en MWh/jour) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 T4 TP 350 0 350 0 350 0 350 0 350 0 Prévisions de distance pour le tarif de proximité (en m) : OPTION TARIFAIRE 2013 2014 2015 2016 2017 TP 0 0 0 0 0 2.4. Modalités de passage de prévisions annuelles à des prévisions semestrielles Ventilation semestrielle pour une année A des quantités de gaz acheminées par option tarifaire : OPTION TARIFAIRE PREMIER SEMESTRE SECOND SEMESTRE T1 T2 T3 T4 53 % 57 % 58 % 59 % 47 % 43 % 42 % 41 % . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Ventilation semestrielle pour une année A du nombre de clients raccordés par option tarifaire : Le nombre de clients moyen raccordés du premier semestre est calculé comme suit : ([nombreclientmoyenannée A – 1 + nombreclientmoyenannée A + 1]/2 + nombreclientmoyenannée A) 2 Le nombre de clients moyen raccordés du second semestre est calculé comme suit : ([nombreclientmoyenannée A + nombreclientmoyenannée A + 1]/2 + nombreclientmoyenannée A) 2 Ces deux formules s’appliquent également et de manière identique pour ventiler semestriellement par option tarifaire les prévisions de souscription annuelle de capacités journalières et de distance. 3. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d’investissement de Veolia Eau hors investissements de sécurité et de cartographie Des indicateurs quantitatifs de suivi de la réalisation des programmes d’investissement de Veolia Eau sont mis en place pour suivre et analyser les évolutions des coûts unitaires d’investissement de l’opérateur. Ces indicateurs sont les suivants : Nombre de kilomètres de réseau neuf en développement : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Longueur en km de réseau posé dans l’année en développement (raccordement de nouveaux clients) Canalisations de distribution Totalité des investissements de développement Périmètre Investissements de développement comprenant réseau/ouvrages sur réseau, branchements et ouvrages en immeubles (en concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE Nombre de nouveaux postes de livraison (premier établissement ou remplacement) : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Le nombre de nouveaux postes de livraison clients installés (1er établissement ou remplacement en totalité, ensemble des clients tous diamètres de compteurs confondus) Postes de livraison client Investissements sur postes de livraison clients, identifiés par leur catégorie d’actifs Périmètre Fréquence de la remontée de la CRE Postes de livraison clients (hors concession) Annuelle Nombre de vérifications périodiques d’étalonnage de compteurs industriels (VPEi) : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de VPEi effectuées dans l’année, que celles-ci aient donné lieu ou non à un remplacement du compteur Compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h Totalité des investissements sur compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h, identifiés par leur catégorie d’actifs Compteurs de débit maximal supérieur ou égal à 16 m3/h (hors concession) Annuelle Périmètre Fréquence de la remontée à la CRE Nombre de vérifications périodiques d’étalonnage de compteurs domestiques (VPEd) : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de VPEd effectuées dans l’année, que celles-ci aient donné lieu ou non à un remplacement du compteur Compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h Totalité des investissements sur compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h Périmètre Compteurs de débit maximal strictement inférieur à 16 m3/h (hors concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE Nombre de kilomètres de réseaux renouvelés : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Périmètre Longueur en km de réseau renouvelé dans l’année Canalisations de distribution Totalité des investissements de renouvellement Investissements de renouvellement comprenant réseau/ouvrages sur réseau, branchements et ouvrages en immeubles (en concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE Nombre de kilomètres de réseaux posés en allongement ou remplacement de restructuration/renforcement : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Longueur en km de réseau posé dans l’année en allongement ou remplacement de restructuration/renforcement hors développement Canalisations de distribution Investissements de premier établissement hors développement et hors dispositifs de sécurité installés sur les ouvrages principaux Investissements de premier établissement hors développement sur réseau/ouvrages sur réseau (en concession) Annuelle Périmètre Fréquence de remontée à la CRE Déplacement d’ouvrages à la demande de tiers : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Déplacement d’ouvrages à la demande de tiers Totalité des investissements relatifs à des déplacements et/ou modifications des installations du réseau concédé à la demande exclusive de tiers Totalité des investissements relatifs à des déplacements et/ou modifications des installations du réseau concédé à la demande exclusive de tiers Annuelle Périmètre Réseau/ouvrages sur réseau, branchements et ouvrages en immeubles Fréquence de remontée à la CRE Nombre de plans géoréférencés dans l’année : INDICATEUR INVESTISSEMENTS ASSOCIÉS Description Nombre de plans géoréférencés dans l’année (nouveaux plans et plans existants, déjà numérisés ou non) Géoréférencement des plans Investissements de géoréférencement Périmètre Géoréférencement des plans (évolution du système d’information associé exclue) (immobilisations incorporelles – hors concession) Annuelle Fréquence de remontée à la CRE . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 4. Mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l’usage du gaz de Veolia Eau 4.1. Mécanisme Le mécanisme consiste en le suivi sur la période 2013-2016 d’un indicateur : le nombre moyen annuel de points de livraison raccordés au réseau de l’opérateur. Deux trajectoires prévisionnelles ont été définies pour cet indicateur : – une trajectoire de référence, identique à celle retenue pour définir le tarif ATRD4 de Veolia Eau et correspondant au budget de promotion de l’usage du gaz couvert par le tarif ATRD4 de l’opérateur ; – une trajectoire de base, présentant les valeurs prévisionnelles de l’indicateur inférieures de 2,5 % aux valeurs de la trajectoire de référence. Le mécanisme de régulation incitative s’applique aux écarts calculés au 31 décembre 2016 entre le réalisé et la trajectoire de référence de cet indicateur. Si la trajectoire de référence n’est pas atteinte, le mécanisme peut conduire à une pénalité pour Veolia Eau, calculée selon les modalités suivantes : Si la valeur réelle est comprise entre la valeur de référence et la valeur de base Si la valeur réelle est inférieure ou égale à la valeur de base Aucune pénalité Pénalité = 15 k€ Le montant forfaitaire de pénalité pouvant être appliqué à Veolia Eau est égal à 1/6 du total de charges relatives à la promotion de l’usage du gaz et à la communication générale couvertes par le tarif ATRD4 de l’opérateur, soit 15 k€ sur l’ensemble de la période tarifaire. Le montant de cette pénalité éventuelle viendra en diminution de l’évaluation des charges à recouvrer dans le prochain tarif. L’opérateur devra également présenter en milieu et en fin de période tarifaire aux acteurs de marché, dans le cadre du GTG, l’état d’avancement du plan d’action mis en œuvre dans ce domaine, ainsi que le bilan des actions qui auront été menées. 4.2. Valeurs de référence soumises au mécanisme Les trajectoires de référence sont les suivantes : 2013 2014 2015 2016 Nombre moyen annuel de points de livraison Trajectoire de référence Trajectoire de base 7 657 7 466 7 664 7 472 7 674 7 482 7 685 7 493 5. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Veolia Eau Un suivi de la qualité de service est mis en place pour Veolia Eau sur les domaines clés de l’activité de l’opérateur. Ce suivi est constitué d’indicateurs transmis régulièrement par Veolia Eau à la CRE et rendus publics sur son site internet grand public. Certains indicateurs particulièrement importants pour le bon fonctionnement du marché sont soumis à un système d’incitation financière. Les indicateurs de suivi de la qualité de service transmis par Veolia Eau à la CRE doivent être certifiés par un organisme extérieur. En outre, le mécanisme de suivi de la qualité de service de Veolia Eau pourra être soumis à tout audit que la CRE jugera utile. Les valeurs des indicateurs sont calculées et remontées à la CRE avec deux décimales. 5.1. Indicateurs de suivi de la qualité de service de Veolia Eau donnant lieu à incitation financière a) Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 de la valeur : Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD et indemnisés durant le semestre M – 5/M (soit une valeur suivie) . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Périmètre Tous rendez-vous programmés, donc validés par le GRD Tous rendez-vous pour intervention avec déplacement d’un agent du GRD et présence du client, non tenus du fait du GRD Aucun besoin de signalement par les fournisseurs Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : semestrielle Suivi Objectif Incitations 100 % des rendez-vous non tenus automatiquement détectés par l’opérateur sont indemnisés Pénalités : montants identiques à ceux facturés par Veolia Eau en cas de non-exécution d’une intervention programmée du fait du client ou du fournisseur (absence au rendez-vous, etc.), pour chaque rendez-vous non tenu Versement : direct aux fournisseurs Déjà mis en œuvre Date de mise en œuvre b) Taux de mises en service (MES) réalisées dans les délais demandés : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de MES clôturées durant le semestre M – 5/M dans le délai demandé [si ce délai est supérieur au délai catalogue] ou dans un délai ͨ au délai catalogue [si le délai demandé est inférieur au délai catalogue])/(Nombre total de MES clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit trois valeurs suivies : – tous clients confondus ; – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Toutes MES avec déplacement (avec/sans pose compteur), hors MES express Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectif Seule la valeur globale du taux (tous clients confondus) est incitée financièrement : – objectif de base : 95,5 % par année calendaire ; – objectif cible : 97 % par année calendaire Pénalités : 1 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 1 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Mise en œuvre du suivi : 1er janvier 2014 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 Incitations Date de mise en œuvre c) Taux de mises hors service (MHS) réalisées dans les délais demandés : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de MHS clôturées durant le semestre M – 5/M dans le délai demandé [si ce délai est supérieur au délai catalogue] ou dans un délai ͨ au délai catalogue [si le délai demandé est inférieur au délai catalogue])/(Nombre total de MHS clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit trois valeurs suivies : – tous clients confondus ; – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) MHS suite à résiliation du contrat (excepté les MHS pour impayé), à l’initiative du client MHS clôturée : lorsque l’acte technique de la MHS est réalisé Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Objectif Seule la valeur globale du taux (tous clients confondus) est incitée financièrement : – objectif de base : 96 % par année calendaire ; – objectif cible : 98 % par année calendaire Pénalités : 1 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 1 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Mise en œuvre du suivi : 1er janvier 2014 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 Incitations Date de mise en œuvre d) Taux de relevés semestriels (6M) sur index réels (relevés ou auto-relevés) : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre d’index réels lus ou auto-relevés sur le semestre M – 5/M de PCE [*] 6M)/(Nombre d’index de PCE 6M à relever durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Tous index réels lus ou auto-relevés pour les PCE 6M Tous clients confondus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) fréquence de calcul : semestrielle Fréquence de remontée à la CRE : semestrielle Fréquence de publication : semestrielle Fréquence de calcul des indemnisations : annuelle Objectif de base : 95 % par année calendaire Objectif cible : 97 % par année calendaire Pénalités : 1 500 € par année calendaire si le taux est strictement inférieur à l’objectif de base Bonus : 1 500 € par année calendaire si le taux est supérieur ou égal à l’objectif cible Versement : au CRCP Suivi : 1er janvier 2014 Mise en œuvre des incitations : 1er juillet 2014 Périmètre Suivi Objectifs Incitations Date de mise en œuvre (*) PCE : point de comptage et d’estimation. e) Taux de réponses aux réclamations fournisseurs dans les 15 jours calendaires : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de réclamations fournisseurs clôturées dans les 15 jours calendaires durant le semestre M – 5/M)/(Nombre total de réclamations fournisseurs clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au fournisseur (les réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail) uniquement, y compris les réclamations pour rendez-vous non tenus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au fournisseur Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : semestrielle Périmètre Suivi Objectif Incitations 100 % des réclamations fournisseurs écrites déposées sur le portail fournisseur traitées dans les 15 jours calendaires Pénalités : 25 € par réclamation non traitée dans les 15 jours calendaires et signalée par les fournisseurs Versement : au CRCP Déjà mis en œuvre Date de mise en œuvre f) Taux de réponses aux réclamations de clients finals dans les 30 jours calendaires : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de réclamations écrites de clients finals clôturées dans les 30 jours calendaires durant le semestre M – 5/M)/(Nombre total de réclamations écrites de clients finals clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Périmètre Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client final (les réclamations dont la réponse doit être faite par le fournisseur au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail) uniquement Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au client Suivi Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : semestrielle remontée à la CRE : semestrielle publication : semestrielle calcul des indemnisations : semestrielle Objectif 100 % des réclamations de clients finals (courrier, mail) traitées dans les 30 jours calendaires Incitations Pénalités : 25 € par réclamation non traitée dans les 30 jours calendaires et signalée Versement : au CRCP Date de mise en œuvre Début du suivi 5.2. Autres indicateurs de suivi de la qualité de service de Veolia Eau a) Indicateurs relatifs aux devis et interventions : LIBELLÉ de l’indicateur FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR Taux de changements de fournisseur réalisés dans les délais demandés Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, du ratio : (Nombre de changements de fournisseurs clôturés durant le semestre M – 5/M dans le délai demandé)/(Nombre total de changements de fournisseurs clôturés durant le semestre M – 5/M) (soit deux valeurs suivies : – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Tous changements de fournisseurs, excepté ceux ayant lieu lors des MES pour un local dont l’installation est encore en service Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Semestre Déjà mis en œuvre Délai moyen de réalisation d’un changement de fournisseur Remontée le 1er du mois M + 2, par type de clients, de la valeur : Nombre moyen de jours nécessaires pour réaliser un changement de fournisseur durant le semestre M – 5/M (soit deux valeurs suivies : – clients T1/T2 ; – clients T3/T4/TP) Tous changements de fournisseurs Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Clients T1/T2 et clients T3/T4/TP suivis distinctement Semestre 1er juillet 2013 Taux de raccordements réalisés dans le délai convenu Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre de branchements réalisés durant le semestre M – 5/M dans le délai convenu)/(Nombre de branchements réalisés durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Tous raccordements confondus Tous clients confondus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Semestre 1er janvier 2014 b) Indicateurs relatifs à la relation avec les consommateurs finals : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre Taux d’accessibilité du centre d’appel pour les consommateurs finals Remontée le 1er du mois M + 2, par numéro de centre d’appel, du ratio : (Nombres d’appel pris sur semestre M – 5/M)/(Nombre d’appels reçus sur le semestre M – 5/M) (soit deux valeurs suivies : – no service client facturation gaz ; – no dépannage gaz) Tous types d’appel pris/reçus dans les plages horaires d’ouverture du centre d’appel Tous types d’interlocuteurs Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Semestre 1er juillet 2013 Nombre de réclamations de clients finals par nature Remontée le 1er du mois M + 2, par nature de réclamation, de la valeur : Nombre total de réclamations écrites de clients finals clôturées durant le semestre M – 5/M (soit cinq valeurs suivies : – total ; – livraison ; – production des services liés à la livraison ; – raccordement individuel gaz ; – raccordement du marché d’affaires gaz) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client final (les réclamations dont la réponse doit être faite par le fournisseur au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail) uniquement Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au client Semestre Déjà mis en œuvre c) Indicateurs relatifs à la relation avec les fournisseurs : LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre Nombre de réclamations de fournisseurs par nature Remontée le 1er du mois M + 2, par nature de réclamation, de la valeur : Nombre total de réclamations écrites de fournisseurs clôturées durant le semestre M – 5/M (soit six valeurs suivies : – total ; – accueil ; – qualité de fourniture et réseau ; – gestion et réalisation des prestations ; – données de comptage ; – relance) Toutes réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au fournisseur (les réclamations dont la réponse doit être faite par le GRD au client ne sont pas concernées) Toutes réclamations écrites (courrier, mail) uniquement, y comprisles réclamations pour rendez-vous non tenus Tous fournisseurs (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs), tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Réclamation clôturée : réclamation pour laquelle une réponse « consistante » (pas d’accusé de réception) a été envoyée par le GRD au fournisseur Semestre 1er juillet 2013 Délai moyen de traitement des réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre total de jours nécessaires pour traiter les réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires clôturées durant le semestre M – 5/M)/(Nombre total de réclamations fournisseurs non traitées dans les 15 jours calendaires clôturées durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Semestre Déjà mis en œuvre d) Indicateurs relatifs à la relève et à la facturation : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 LIBELLÉ de l’indicateur CALCUL DE L’INDICATEUR PÉRIMÈTRE DE L’INDICATEUR FRÉQUENCE de remontée à la CRE et de publication DATE DE MISE en œuvre Taux d’absence des clients de PCE 6M au relevé 1 fois et plus Remontée le 1er du mois M + 2 du ratio : (Nombre d’index de PCE 6M autorelevés ou estimés durant le semestre M – 5/M pour cause d’absence du client 1 fois et plus lors du relevé semestriel)/(Nombre de PCE 6M à relever durant le semestre M – 5/M) (soit une valeur suivie) Remontée le 1er du mois M + 2 des ratios suivants : – pour les clients 6M : (Nombre de relèves transmises au statut rectifié sur le mois M – Nombre de rectifications suite à MES sur le mois M)/(Nombre de relèves totales transmises sur le mois M) – pour les autres clients : (Nombre de PCE actifs dont l’index a été rectifié sur le mois M)/(Nombre total de PCE actifs sur le mois M) (soit deux valeurs suivies) Tous PCE 6M existants Tous index auto-relevés ou estimés pour cause d’absence du client au relevé Tous relevés cycliques et de MHS (relèves de souscriptions non prises en compte) Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Toutes modifications d’index, quel que soit le fait générateur, à l’exception des rectifications suite à MES pour les clients 6M Tous index réels et également tous les index calculés pour les clients autres que 6M Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Semestre Déjà mis en œuvre Taux d’index rectifiés Semestre 1er juillet 2013 J. Tarif commun d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des ELD ne présentant pas de comptes dissociés Les ELD suivantes sont concernées : – Sorégies (département de la Vienne) ; – Energies services Lannemezan ; – Energis – régie de Saint-Avold ; – Gazélec de Péronne ; – Energies et services de Seyssel ; – ESDB – régie de Villard-Bonnot ; – Régie municipale gaz et électricité de Bonneville ; – Régie municipale gaz et électricité de Sallanches ; – Régie du syndicat électrique intercommunal du pays chartrain ; – Energies services Lavaur ; – Energies services occitans – régie de Carmaux ; – Régie municipale multiservices de La Réole ; – Gascogne énergies services ; – Régies municipales d’électricité, de gaz, d’eau et d’assainissement de Bazas. Le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de ces ELD, autres que ceux concédés en application des dispositions de l’article L. 432-6 du code de l’énergie, est péréqué à l’intérieur de leur zone de desserte. Le tarif défini ci-dessous est conçu pour s’appliquer pour une durée d’environ quatre ans à compter du 1er juillet 2013, avec un ajustement mécanique au 1er juillet de chaque année. 1. Tarif péréqué commun applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014 Options tarifaires principales : Pour les réseaux publics de distribution de gaz naturel à l’intérieur de la zone de desserte des ELD n’ayant pas présenté de comptes dissociés, le tarif d’utilisation commun est le suivant : OPTION tarifaire ABONNEMENT ANNUEL (en €) PRIX PROMOTIONNEL (en €/MWh) TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE de capacité journalière (en €/Mh/j) T1 T2 40,44 156,12 32,11 9,48 . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 OPTION tarifaire ABONNEMENT ANNUEL (en €) PRIX PROMOTIONNEL (en €/MWh) TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE de capacité journalière (en €/Mh/j) T3 T4 889,92 17 974,80 6,61 0,93 233,76 Option « tarif de proximité » (TP) : Les termes tarifaires de l’option « tarif de proximité » sont les suivants : OPTION tarifaire ABONNEMENT ANNUEL (en €) TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE de capacité journalière (en €/Mh/j) TERME ANNUEL À LA DISTANCE (en €/mètre) TP 29 016,00 80,88 52,80 Un coefficient multiplicateur est appliqué au terme annuel à la distance. Il est égal à : 1 si la densité de population de la commune est inférieure à 400 habitants par km2 ; 1,75 si la densité de population de la commune est comprise entre 400 habitants par km2 et 4 000 habitants par km2 ; 3 si la densité de population de la commune est supérieure à 4 000 habitants par km2. 2. Tarif péréqué commun applicable à compter du 1er juillet 2014 La grille tarifaire des ELD n’ayant pas présenté de comptes dissociés est ajustée mécaniquement au 1er juillet de chaque année A, à compter du 1er juillet 2014, par l’application à l’ensemble des termes tarifaires en vigueur au 30 juin de l’année A, du pourcentage de variation suivant : Z = IPC – X + k IPC est le taux d’inflation correspondant, pour un ajustement de la grille tarifaire au 1er juillet de l’année A, à la variation annuelle moyenne sur l’année calendaire A – 1 de l’indice des prix à la consommation hors tabac tel que calculé par l’INSEE pour l’ensemble des ménages France entière (21). X est le facteur d’évolution annuel sur la grille tarifaire égal à – 0,26 %. k est la moyenne arithmétique des évolutions des grilles tarifaires des trois ELD présentant des comptes dissociés et les plus représentatives de l’activité des ELD au tarif commun, soit Gédia, Caléo et Gaz de Barr, provenant de l’apurement du solde du CRCP, en pourcentage. La grille tarifaire résultante est publiée par la CRE avant le 1er juillet de chaque année au Journal officiel de la République française et transmise aux ministres chargés de l’énergie et de l’économie. (21) La variation annuelle moyenne sur l’année A – 1 est égale au taux d’évolution en pourcentage de l’indice moyen annuel, correspondant à la moyenne arithmétique simple des douze indices mensuels de l’année, soit de janvier à décembre, des prix à la consommation hors tabac pour l’ensemble des ménages France entière (série no 641194), entre les années A – 2 et A – 1. 2.1. Mécanisme de régulation de la qualité de service des ELD disposant du tarif commun Les ELD suivantes sont concernées : – Sorégies (département de la Vienne) ; – Energies services Lannemezan ; – Energis – régie de Saint-Avold ; – Gazélec de Péronne ; – Energies et services de Seyssel ; – ESDB – régie de Villard-Bonnot ; – Régie municipale gaz et électricité de Bonneville ; – Régie municipale gaz et électricité de Sallanches ; – Régie du syndicat électrique intercommunal du pays chartrain ; – Energies services Lavaur ; – Energies services occitans – régie de Carmaux ; – Régie municipale multiservices de La Réole ; – Gascogne énergies services ; – Régies municipales d’électricité, de gaz, d’eau et d’assainissement de Bazas. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Un suivi de la qualité de service est mis en place pour chaque ELD disposant du tarif ATRD commun. Ce suivi est constitué de deux indicateurs transmis régulièrement par l’ELD à la CRE et rendus publics sur son site internet. Un indicateur particulièrement important pour le bon fonctionnement du marché est soumis à un système d’incitation financière. Le mécanisme de suivi de la qualité de service de l’ELD pourra être soumis à tout audit que la CRE jugera utile. a) Indicateurs de suivi de la qualité de service des ELD disposant du tarif commun donnant lieu à incitation financière : Calcul Remontée le 1er du mois M + 2 de la valeur : Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD et indemnisés durant l’année M – 11/M (soit une valeur suivie) Tous rendez-vous programmés, donc validés par le GRD Tous rendez-vous pour intervention avec déplacement d’un agent du GRD et présence du client, non tenus du fait du GRD et signalés dans les 90 jours calendaires Tous types de clients (T1/T2/T3/T4/TP) confondus Tous fournisseurs confondus (fournisseur historique et fournisseurs alternatifs) Fréquence Fréquence Fréquence Fréquence de de de de calcul : annuelle remontée à la CRE : annuelle publication : annuelle calcul des indemnisations : annuelle Périmètre Suivi Objectif Incitations 100 % des rendez-vous non tenus et signalés dans les 90 jours calendaires sont indemnisés Pénalités : montants identiques à ceux facturés par le GRD en cas de non-exécution d’une intervention programmée du fait du client ou du fournisseur (absence au rendez-vous, etc.), pour chaque rendez-vous non tenu Versement : direct aux fournisseurs qui en font la demande Déjà mis en œuvre au 1er juillet 2009 Date de mise en œuvre K. Règles tarifaires applicables aux nouvelles concessions de distribution de gaz naturel Toute entité souhaitant répondre à un appel à concurrence pour la desserte en gaz naturel d’une nouvelle concession doit prendre pour référence la grille tarifaire de GrDF, en vigueur au moment de l’appel à concurrence. Un coefficient multiplicateur unique est appliqué à l’ensemble des termes de cette grille. Les termes tarifaires résultant, doivent être définis avec deux chiffres après la virgule. La grille tarifaire du tarif ATRD non péréqué d’une nouvelle concession ne peut évoluer mécaniquement qu’au 1er juillet d’une année A par l’application, à l’ensemble des termes tarifaires en vigueur au 30 juin de l’année A, du pourcentage de variation composé des indices suivants : – un indice représentatif de la maîtrise des coûts d’acheminement sur le réseau du GRD en charge de la nouvelle concession ; – un indice représentatif de l’évolution des coûts d’acheminement sur le réseau du GRD amont ; – un indice représentatif du coût du travail et de la main-d’œuvre ; – un indice représentatif des coûts de la construction du réseau de la nouvelle concession ; – un indice représentatif des coûts des services liés à l’exploitation du réseau de la nouvelle concession. Le choix des indices et les coefficients appliqués à ces indices sont négociés entre les GRD et les autorités concédantes. Le délai compris entre la date d’entrée en vigueur du tarif ATRD non péréqué et la date de la première évolution tarifaire annuelle ne peut être inférieur à une année. Le tarif ATRD non péréqué prend en compte toute modification de structure de la grille tarifaire de référence, dès son entrée en vigueur, dans le respect de la règle d’application d’un coefficient multiplicateur unique à l’ensemble des termes de la nouvelle grille de référence. Tout opérateur d’une nouvelle concession non directement raccordée au réseau de transport est en situation de GRD de rang 2, même si le réseau de distribution amont est géré par le même opérateur. Chaque GRD publie sur son site internet les grilles tarifaires des concessions le concernant, au plus tard un mois avant la mise en gaz des nouvelles concessions, avec la mention des communes concernées et une référence aux textes tarifaires en vigueur. En application de l’article L. 452-3 du code de l’énergie, la présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française. Fait à Paris, le 25 avril 2013. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 39 sur 65 Pour la Commission de régulation de l’énergie : La commissaire, H. GASSIN . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 40 sur 65 Commission de régulation de l’énergie Délibération du 25 juin 2013 portant avis sur le projet d’arrêté relatif aux tarifs réglementés de vente de gaz naturel en distribution publique de GDF Suez NOR : CRER1314749V Participaient à la séance : Philippe de LADOUCETTE, président, Hélène GASSIN, Olivier CHALLAN BELVAL, Jean-Pierre SOTURA et Michel THIOLLIÈRE, commissaires. En application des articles 4 et 5 du décret no 2009-1603 du 18 décembre 2009 modifié, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a été saisie pour avis, le 14 juin 2013, par les ministres chargés de l’économie et de l’énergie d’un projet d’arrêté relatif aux tarifs réglementés de vente de gaz en distribution publique de GDF Suez. Le projet d’arrêté fixe : – une nouvelle formule tarifaire permettant de traduire l’évolution des coûts d’approvisionnement de GDF Suez ; – la méthodologie d’évaluation des coûts hors approvisionnement ; – les barèmes tarifaires applicables au lendemain de la parution de l’arrêté. Ces tarifs sont en augmentation de 0,2% en moyenne par rapport aux tarifs en vigueur depuis le 1er juin 2013. Ils baissent de 0,7 % en moyenne pour les clients professionnels et augmentent de 0,5 % en moyenne pour les clients résidentiels ; – la fréquence d’évolution infra-annuelle des barèmes, afin d’y répercuter mensuellement les variations des coûts d’approvisionnement, et les modalités de cette répercussion sur les différents barèmes concernés. Pour rendre son avis, la CRE a auditionné le 25 juin 2013 la DGEC, la DGCCRF, GDF Suez, des représentants des fournisseurs alternatifs et des associations de consommateurs. Le projet d’arrêté soumis à la CRE doit entrer en vigueur le lendemain de sa publication au Journal officiel. Pour établir son analyse, la CRE a considéré que cette entrée en vigueur interviendrait le 1er juillet 2013. 1. Contexte 1.1. Cadre juridique L’article L. 445-3 du code de l’énergie dispose que les « tarifs réglementés de vente du gaz naturel sont définis en fonction des caractéristiques intrinsèques des fournitures et des coûts liés à ces fournitures. Ils couvrent l’ensemble de ces coûts à l’exclusion de toute subvention en faveur des clients qui ont exercé leur droit prévu à l’article L. 441-1 ». Le cadre juridique des tarifs réglementés de vente de gaz naturel a récemment évolué avec l’entrée en vigueur du décret no 2013-400 du 16 mai 2013, qui modifie le décret no 2009-1603 du 18 décembre 2009. L’article 3 du décret du 18 décembre 2009 modifié indique que les « tarifs réglementés de vente du gaz naturel couvrent les coûts d’approvisionnement en gaz naturel et les coûts hors approvisionnement ». L’article 4 précise que la CRE « effectue chaque année une analyse détaillée de l’ensemble des coûts d’approvisionnement en gaz naturel et hors approvisionnement » et que « pour chaque fournisseur est définie une formule tarifaire qui traduit la totalité des coûts d’approvisionnement en gaz naturel ». « La formule tarifaire est fixée par arrêté des ministres chargés de l’économie et de l’énergie, le cas échéant sur proposition du fournisseur, après avis de la Commission de régulation de l’énergie ». Cet article prévoit également que « la méthodologie d’évaluation des coûts hors approvisionnement pour chaque fournisseur est précisée par arrêté des ministres chargés de l’économie et de l’énergie, après avis de la Commission de régulation de l’énergie ». L’article 5 du même décret précise que « pour chaque fournisseur, un arrêté des ministres chargés de l’économie et de l’énergie pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie fixe, à l’issue de l’analyse détaillée remise par celle-ci [...] et au plus tard le 1er juillet, les barèmes des tarifs réglementés à partir, le cas échéant, des propositions du fournisseur ». Enfin, l’article 6 prévoit que « le fournisseur modifie selon une fréquence définie par arrêté des ministres chargés de l’économie et de l’énergie et au maximum une fois par mois, jusqu’à l’intervention d’un nouvel arrêté tarifaire [...] les barèmes de ses tarifs réglementés en y répercutant les variations des coûts d’approvisionnement en gaz naturel, telles qu’elles résultent de l’application de sa formule tarifaire ». « La répercussion des variations des coûts d’approvisionnement en euros par mégawattheure se fait de manière uniforme sur les différents barèmes et s’applique sur la part variable, sauf disposition contraire prévue par l’arrêté [fixant les barèmes des tarifs réglementés] ». Dans sa décision SA GDF Suez et Association nationale des opérateurs détaillants en énergie (ANODE) du 10 juillet 2012, le Conseil d’Etat a précisé les conditions dans lesquelles les tarifs réglementés de vente de gaz naturel doivent être fixés par les ministres. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 40 sur 65 1.2. Audit des coûts d’approvisionnement La formule tarifaire en vigueur permettant de traduire l’évolution des coûts d’approvisionnement de GDF Suez est fixée par l’arrêté du 21 décembre 2012 relatif aux tarifs réglementés de vente du gaz naturel fourni à partir des réseaux publics de distribution de GDF Suez. Elle est fonction : – du taux de change dollar US contre euro, constaté sur la période de huit mois se terminant un mois avant la date du mouvement tarifaire ; – des prix, convertis en euros et constatés sur la période de huit mois se terminant un mois avant la date du mouvement tarifaire, d’un panier de produits pétroliers ; – du prix coté aux Pays-Bas du contrat futur mensuel de gaz naturel correspondant au mois du mouvement, tel qu’il est constaté sur la période d’un mois se terminant un mois avant la date du mouvement tarifaire ; – du prix coté aux Pays-Bas du contrat futur trimestriel de gaz naturel correspondant au trimestre calendaire du mouvement, tel qu’il est constaté sur la période d’un mois se terminant un mois avant le trimestre calendaire du mouvement. Dans sa délibération du 20 décembre 2012, la CRE n’avait pas relevé d’éléments permettant de conclure que la formule envisagée ne fournissait pas une approximation correcte des coûts d’approvisionnement de GDF Suez. Elle avait précisé que les délais très courts dont elle avait disposé ne lui avaient pas offert la possibilité d’examiner les contrats ou projets de contrats et qu’elle procéderait à cette vérification lors d’un audit prévu au premier trimestre 2013. Dans le cadre du rapport d’audit sur les coûts d’approvisionnement en gaz naturel de GDF Suez publié le 16 avril 2013, la CRE : – s’est assurée de la correcte approximation des coûts d’approvisionnement de GDF Suez par la formule tarifaire. La CRE a notamment pu vérifier la conformité de l’indexation marché à 35,6 % inscrite dans la formule en vigueur avec la réalité des contrats d’approvisionnement de long terme de GDF Suez ; – a effectué une analyse plus approfondie des effets des modifications des clauses d’indexation des contrats de long terme en cours de renégociation par GDF Suez. Dans ce rapport d’audit la CRE a en outre fait les recommandations suivantes : – les effets des renégociations en cours depuis le 1er janvier 2013 devront être confirmés et considérés, le cas échéant, dans la perspective des prochains mouvements tarifaires ; – une révision de la formule au second semestre 2013, au plus tard au 1er octobre, apparaît nécessaire afin de refléter au mieux l’évolution des coûts d’approvisionnement de GDF Suez ; – la part d’indexation marché à prendre en compte dans la formule devrait être portée à au moins 40 % compte tenu des évolutions contractuelles déjà actées pour le second semestre 2013 ; – une révision de la formule devrait permettre de prendre en compte les effets actés ou anticipés des renégociations de contrats de long terme susceptibles d’avoir un effet sur le coût d’approvisionnement de GDF Suez ; – les pondérations mensuelles et trimestrielles des indexations marché devraient être révisées ; – la prise en compte d’une indexation PEG Nord devrait être envisagée ; – deux approches de la définition de la formule – une approche limitée aux contrats de long terme et une approche prenant en compte tout ou partie des approvisionnements à court terme – sont compatibles avec l’exigence de couverture des coûts fixée par l’article L. 445-3 du code de l’énergie. Tout en précisant qu’il appartenait au Gouvernement de se déterminer entre ces deux approches, la CRE a indiqué qu’elle est réservée sur l’extension du périmètre de la formule aux achats de court terme. 1.3. Audit des coûts hors approvisionnement Dans le cadre de l’audit des coûts hors approvisionnement de GDF Suez engagé le 11 février 2013, la CRE a, d’une part, analysé les comptes dissociés 2012 de l’activité de fourniture de gaz naturel aux clients aux tarifs réglementés de GDF Suez et, d’autre part, évalué les évolutions des coûts hors approvisionnement (1) de GDF Suez à prendre en compte lors des prochains mouvements tarifaires. Les travaux ont notamment porté sur : – les coûts d’utilisation des réseaux de transport et de distribution publique de gaz naturel résultant de l’application des tarifs d’utilisation des infrastructures de gaz naturel en vigueur ; – les coûts d’utilisation des stockages de gaz naturel ; – les coûts de commercialisation des services fournis, y compris une marge commerciale raisonnable. Il est à noter que l’évolution des coûts d’utilisation des terminaux méthaniers est traduite dans la formule tarifaire actuellement en vigueur permettant d’estimer la composante des coûts d’approvisionnement en gaz naturel de GDF Suez. Sur la base des éléments dont elle disposait début mai 2013, la CRE a estimé dans sa délibération du 16 mai 2013 qu’une augmentation des tarifs réglementés de vente de gaz naturel de 1,6 % au 1er juillet 2013 était nécessaire afin de couvrir l’évolution de l’ensemble des coûts hors approvisionnement, comme détaillé ci-dessous. Coût des infrastructures (stockage, transport, distribution) L’audit de la CRE a permis d’évaluer les évolutions prévisionnelles du coût des infrastructures : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 40 sur 65 – une hausse de 13,4 % du coût unitaire de transport, qui résulte des augmentations des tarifs d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel à compter du 1er avril 2013 (+ 8,1 % en moyenne pour GRTgaz et + 8,3 % en moyenne pour TIGF), de la hausse des souscriptions de capacité aux points d’interface transport distribution et de la baisse des consommations annuelles de référence des clients profilés ; – une hausse de 4,1 % du coût unitaire de distribution, liée à l’augmentation au 1er juillet 2013 du tarif péréqué d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de GrDF ; – une baisse de 9,9 % du coût unitaire de stockage, qui résulte de la baisse des prix d’utilisation des stockages de Storengy au 1er avril 2013, d’une baisse du niveau de souscription des capacités de stockage et d’une évolution de la répartition des souscriptions entre les différentes offres de stockage. Dans sa délibération du 16 mai 2013, la CRE soulignait qu’une augmentation des tarifs réglementés de vente de gaz naturel de GDF Suez de 1,4 % au 1er juillet 2013 apparaissait nécessaire afin de traduire l’évolution des coûts des infrastructures. Coûts commerciaux Afin d’évaluer les coûts commerciaux de l’opérateur, la CRE a retenu une approche fondée sur les derniers coûts commerciaux constatés de GDF Suez et sur leurs principaux facteurs d’évolution. A l’issue de cette analyse et compte tenu de l’évolution prévisible des volumes de vente en 2013, la CRE a considéré qu’une évolution des tarifs réglementés de vente de 0,3% au 1er juillet 2013 apparaissait nécessaire afin de couvrir les coûts commerciaux de GDF Suez. 1.4. Niveau des tarifs Dans sa délibération du 20 décembre 2012, la CRE a vérifié que les tarifs fixés par l’arrêté du 21 décembre 2012 (2) permettaient de couvrir les coûts d’approvisionnement et les coûts hors approvisionnementsupportés par GDF Suez au 1er janvier 2013, respectivement sur le segment des clients résidentiels et sur celui des clients professionnels. Elle avait néanmoins rappelé que la différenciation des barèmes pour les segments résidentiel et professionnel n’était pas justifiée par une différence des coûts intrinsèques de fourniture. Cet écart de tarifs entre les usages résulte d’une évolution différenciée des tarifs à usage d’habitation et hors usage d’habitation en juillet 2011, qui n’a pas été corrigée depuis. Les mouvements infra-annuels intervenus aux 1er février, 1er mars, 1er avril et 1er juin 2013 ont par la suite permis de répercuter sur les parts variables des tarifs l’évolution des coûts d’approvisionnement de GDF Suez résultant de l’application de la formule tarifaire en vigueur. 2. Observations 2.1. Analyse de la formule tarifaire envisagée Le projet d’arrêté fixe la formule traduisant l’évolution des coûts d’approvisionnement de GDF Suez. Par rapport à la formule en vigueur, fixée par l’arrêté du 21 décembre 2012, la formule envisagée : – est fondée sur le même périmètre d’approvisionnement, à savoir les contrats d’approvisionnement de long terme, tout en actualisant les volumes nominaux retenus et les formules de prix des contrats ; – porte le niveau d’indexation sur le marché à 45,8 % (contre 35,6 % actuellement). GDF Suez indique que cette révision intègre les effets actés et anticipés des renégociations des contrats d’approvisionnement avec différents fournisseurs de gaz. Périmètre de la formule envisagée Comme le périmètre retenu par GDF Suez reste exclusivement basé sur des contrats de long terme, il n’intègre pas la totalité des sources d’approvisionnement. Ce périmètre est aussi représentatif que le précédent des approvisionnements européens de GDF Suez. Accroissement de la part indexée sur le marché Dans le cadre de son rapport d’audit sur les coûts d’approvisionnement, la CRE a pu vérifier la conformité du taux d’indexation marché de 35,6 % inscrit dans la formule détaillée dans l’arrêté du 21 décembre 2012. GDF Suez indique que la progression de la part indexée marché de 35,6 % à 45,8 % s’explique par la prise en compte, pour une part, des effets de renégociations aujourd’hui closes et, pour une autre part, de renégociations toujours en cours pouvant avoir un effet rétroactif. A ce jour, seule GDF Suez dispose d’une vision parfaitement informée de la teneur des négociations en cours, du calendrier probable de leur conclusion et de leur impact potentiel in fine sur les coûts d’approvisionnement. La CRE souligne cependant que les effets des renégociations en cours sur les coûts d’approvisionnement de GDF Suez, anticipés dans la formule, devront être confirmés par GDF Suez dès que les renégociations auront été conclues. La CRE procédera au second semestre 2013 à la vérification des effets des renégociations sur les coûts d’approvisionnement et de l’adéquation de la formule tarifaire aux coûts à compter du 1er juillet 2013. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 40 sur 65 Choix des indexations marché et de leur pondération L’indexation marché retenue dans la formule envisagée est de 45,8 %, dont 35,1 % (contre 9,7 % actuellement) portés par l’indice de référence TTF des contrats futurs mensuels des prix de gaz naturel, et 10,76 % (contre 25,9 % actuellement) par l’indice de référence TTF des contrats futurs trimestriels de gaz naturel. La CRE note que cette pondération entre indices mensuels et trimestriels est un correct reflet des indices de marché figurant dans les contrats d’approvisionnement de long terme de GDF Suez. Cette révision de la pondération des indexations sur le marché est par ailleurs conforme avec la recommandation formulée par la CRE dans son rapport. Par ailleurs, la CRE avait également recommandé d’introduire dans la formule l’indice de marché PEG Nord. La CRE avait relevé en effet, à l’issue de ses travaux, que certains contrats d’approvisionnement de long terme de GDF Suez comportaient une part d’indexation sur les prix de marché PEG Nord, ce qui rendait légitime la prise en compte de cet indice dans la formule. La CRE avait indiqué par ailleurs qu’une indexation sur un indice français, le PEG Nord, serait susceptible de favoriser le développement de la liquidité sur le marché de gros français du gaz. La CRE constate que cette indexation marché PEG Nord n’est pas prise en compte dans la formule envisagée. Ce point n’a pas d’incidence significative sur l’adéquation de la formule aux coûts, compte tenu du fait que la part des coûts d’approvisionnement indexés PEG Nord reste encore limitée. Une évolution à l’avenir du poids de cette indexation dans les coûts d’approvisionnement de GDF Suez devrait amener à reconsidérer la prise en compte de cet indice dans la formule. Volatilité de la formule envisagée Comme la CRE l’a rappelé à plusieurs reprises, l’accroissement de la part d’indexation sur le marché du gaz devrait entraînerdes fluctuations plus importantes à la hausse ou à la baisse des tarifs réglementés de vente du fait : – de la volatilité des prix de marché de gros du gaz ; – d’une prise en compte d’une période de référence des prix constatés dans la formule plus courte pour les indices de marchéque pour les indices pétroliers (respectivement d’un mois et de huit mois). Adéquation de la formule envisagée aux coûts Sur la base des informations dont elle dispose, la CRE estime que la formule fournit une approximation correcte des coûts de GDF Suez tels qu’ils peuvent être estimés à la date du présent avis et anticipés pour le second semestre 2013. La CRE constate que le niveau des coûts d’approvisionnement estimé au 1er juillet 2013 par application de cette formule est inférieur au niveau des derniers prix moyen d’importation connus des contrats d’approvisionnement long terme. Il est également inférieur au niveau des derniers prix moyen d’importation sur un périmètre élargi aux achats de court terme de GDF Suez. Cet écart s’explique par la prise en compte des effets de renégociations récentes ou en cours des contrats d’approvisionnement de GDF Suez. Ces effets ne se sont pas encore traduits sur le niveau constaté des coûts d’approvisionnement de l’opérateur. Leur matérialisation sur les coûts d’approvisionnement de GDF Suez à partir du 1er juillet 2013 sera vérifiée par la CRE au cours du second semestre 2013, ainsi qu’il a été indiqué ci-dessus. 2.2. Analyse de la méthodologie d’évaluation des coûts hors approvisionnement L’article 3 du projet d’arrêté précise que l’évaluation des coûts hors approvisionnement « se fonde sur les dernières données observées, corrigées, le cas échéant, des facteurs d’évolution prévisibles ». Cette méthodologie est identique à celle utilisée par la CRE lors de son audit sur les coûts hors approvisionnement de GDF Suez. 2.3. Analyse de la convergence des tarifs à usage d’habitation et hors usage d’habitation Les barèmes envisagés par le projet d’arrêté conservent la distinction des tarifs à usage d’habitation et hors usage d’habitation. La CRE a rappelé dans ses précédentes délibérations (3) qu’aucune différence des coûts intrinsèques de fourniture ne justifiait des barèmes différents selon l’usage des locaux. Le projet d’arrêté prévoit un mécanisme de convergence des barèmes des locaux à usage d’habitation et hors usage d’habitation d’ici à juillet 2014. Le projet d’arrêté prévoit d’effectuer une convergence des tarifs B2I, B2S et TEL à usage d’habitation et hors usage d’habitation en répercutant de manière différenciée les variations des coûts d’approvisionnement. Le décret du 18 décembre 2009 modifié autorise en son article 6 cette différenciation en ce qu’il précise que « la répercussion des variations des coûts d’approvisionnement en euros par mégawattheure se fait de manière uniforme sur les différents barèmes et s’applique sur la part variable, sauf disposition contraire prévue par l’arrêté visé à l’article 5 du présent décret ». . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 40 sur 65 La convergence s’effectuera, d’une part, par la majoration mensuelle des tarifs B2S et TEL à usage d’habitation, dans une limite de 0,7 €/MWh par trimestre et, d’autre part, par la minoration mensuelle des tarifs B2I, B2S et TEL hors usage d’habitation, dans la limite de 0,9 €/MWh par trimestre pour les tarifs B2I et de 0,3 €/MWh pour les tarifs B2S et TEL. Tout en allant dans le bon sens, ce mécanisme ne permet cependant pas de résorber immédiatement la différenciation des tarifs à usage d’habitation et hors usage d’habitation, qui avait été introduite à l’occasion du mouvement tarifaire du 1er juillet 2011. 2.4. Analyse des barèmes envisagés Conformément aux dispositions de l’article L. 445-3 du code de l’énergie et du décret du 18 décembre 2009 modifié, les tarifs doivent couvrir les coûts d’approvisionnement et hors approvisionnement supportés par GDF Suez tels qu’ils peuvent être évalués au 1er juillet 2013. L’évolution des coûts d’approvisionnement entre le 1er juin et le 1er juillet 2013 est évaluée par application de la formule tarifaire prévue à l’article 2 du projet d’arrêté. La baisse des coûts d’approvisionnement estimée sur cette période induit une diminution des tarifs de 1,5 %, qui s’explique pour 1,2 % par le changement de la formule et pour 0,3 % par l’évolution des sous-jacents (Brent, TTF, fioul lourd, fioul domestique, taux de change euro/dollar). Sur la base des données les plus récentes transmises à la CRE par GDF Suez, l’évolution liée à l’ensemble des coûts hors approvisionnement représente une hausse de 1,7 % des tarifs au 1er juillet 2013. Par conséquent, la hausse moyenne des tarifs de 0,2 % résultant des barèmes présentés en annexe du projet d’arrêté permet de couvrir les coûts d’approvisionnement et les coûts hors approvisionnement de GDF Suez évalués par application de la formule tarifaire et de la méthodologie d’évaluation des coûts hors approvisionnement. Par ailleurs, afin de permettre une meilleure couverture des coûts par les tarifs Base et B0, non assurée par les tarifs en vigueur (4), le projet d’arrêté prévoit une évolution différenciée des tarifs, en particulier une augmentation des abonnements Base et B0 plus importante que la moyenne. Cette évolution en structure permet d’améliorer la couverture des coûts du tarif Base, sans toutefois l’atteindre. Elle permet en revanche la couverture des coûts du tarif B0. Enfin, la CRE a vérifié que les tarifs couvraient les coûts en moyenne respectivement sur le segment des clients résidentiels et celui des clients professionnels. Evolution des barèmes et de la facture annuelle d’un client moyen entre juin et juillet 2013 HAUSSE DES TARIFS À USAGE D’HABITATION Abonnement (€/an) Part variable (en €/MWh) Total en €/an (%) HAUSSE DES TARIFS HORS USAGE D’HABITATION Abonnement (€/an) Part variable (en €/MWh) Total en €/an (%) Base B0 B1 B2I B2S TEL 7,80 4,44 7,32 7,32 23,76 0,00 1,30 1,30 – 0,30 – 0,30 – 0,08 – 0,08 8,9 (8,1%) 8,5 (3,1%) 2,7 (0,3%) – 3,5 (– 0,2%) – 53 (– 0,1%) – 832 (– 0,2%) 7,80 4,44 7,32 7,32 23,76 0,00 1,30 1,30 – 0,30 – 0,60 – 0,34 – 0,34 12,7 (3,6%) 14,5 (2,4%) – 0,6 (0 %) – 50,4 (– 1 %) – 250 (– 0,6%) – 2 736 (– 0,8%) La CRE rappelle que plusieurs fournisseurs de gaz proposent à ce jour des offres plus attractives que les tarifs réglementés et que tout consommateur résidentiel qui choisit une offre de marché conserve le droit de revenir aux tarifs réglementés à tout instant. 3. Avis de la CRE 3.1. Avis sur la formule tarifaire La CRE estime que la formule fournit une approximation correcte des coûts de GDF Suez tels qu’ils peuvent être estimés à la date du présent avis et anticipés pour le second semestre 2013. La CRE souligne cependant que les effets des renégociations en cours sur les coûts d’approvisionnement de GDF Suez, anticipés dans la formule, devront être confirmés par GDF Suez et vérifiés lors de travaux complémentaires menés par la CRE sur le second semestre 2013. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 40 sur 65 La CRE émet un avis favorable sur la formule prévue par le projet d’arrêté. 3.2. Avis sur la méthodologie d’évaluation des coûts hors approvisionnement La méthode d’évaluation des coûts hors approvisionnement figurant dans le projet d’arrêté est identique à celle utilisée par la CRE dans son audit du 16 mai 2013. La CRE émet un avis favorable sur cette méthode. 3.3. Avis sur le mécanisme de convergence des tarifs à usage d’habitation et hors usage d’habitation La CRE prend acte du mécanisme de convergence envisagé pour résorber, sur une période d’un an, la différenciation des tarifs à usage d’habitation et hors usage d’habitation, qui avait été introduite à l’occasion du mouvement tarifaire du 1er juillet 2011. 3.4. Avis sur les barèmes Les tarifs envisagés permettent de couvrir les coûts d’approvisionnement et les coûts hors approvisionnement de GDF Suez tels qu’ils peuvent être estimés au 1er juillet 2013, respectivement sur le segment des clients résidentiels et sur celui des clients professionnels. Par ailleurs, le mouvement en structure permet de s’approcher d’une meilleure couverture des coûts associés à chaque tarif. En conséquence, la CRE émet un avis favorable sur les barèmes envisagés. Fait à Paris, le 25 juin 2013. Pour la Commission de régulation de l’énergie : Le président, P. DE LADOUCETTE (1) Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 16 mai 2013 portant communication sur l’audit des coûts hors approvisionnement servant de base au calcul de l’évolution des tarifs réglementés de vente de gaz naturel de GDF Suez. (2) Arrêté du 21 décembre 2012 relatif aux tarifs réglementés de vente du gaz naturel fourni à partir des réseaux publics de distribution de GDF Suez. (3) Délibération de la CRE du 25 septembre 2012 portant avis sur le projet d’arrêté fixant les tarifs réglementés de vente de gaz en distribution publique de GDF Suez et délibération de la CRE du 25 décembre 2012 portant avis sur le projet d’arrêté relatif aux tarifs réglementés de vente de gaz naturel en distribution publique de GDF Suez. (4) La disparité de la couverture des coûts par tarif a été mise en évidence par la CRE dans son rapport sur le fonctionnement des marchés de détail de l’électricité et du gaz publié le 18 février 2013. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 41 sur 65 Commission de régulation de l’énergie Délibération du 25 juin 2013 portant avis sur le projet d’arrêté relatif aux tarifs réglementés de vente de gaz à souscription de GDF Suez NOR : CRER1314782V Participaient à la séance : Philippe de LADOUCETTE, président, Olivier CHALLAN BELVAL, Hélène GASSIN, Jean-Pierre SOTURA et Michel THIOLLIÈRE, commissaires. Conformément au décret no 2009-1603 du 18 décembre 2009 modifié relatif aux tarifs réglementés de vente de gaz naturel, la Commission de régulation de l’énergie (CRE) a été saisie pour avis, le 14 juin 2013, par les ministres chargés de l’économie et de l’énergie d’un projet d’arrêté relatif aux tarifs réglementés de vente de gaz naturel à souscription de GDF Suez. Le projet d’arrêté fixe les barèmes de GDF Suez pour ses tarifs réglementés de vente à souscription. Il fixe également la formule permettant d’estimer l’évolution des coûts d’approvisionnement de GDF Suez à considérer pour établir ses tarifs à souscription. Les barèmes des tarifs réglementés de vente de gaz naturel en annexe du projet d’arrêté doivent entrer en vigueur le lendemain de la publication au Journal officiel de l’arrêté. Pour établir son analyse, la CRE a considéré que cette entrée en vigueur interviendrait le 1er juillet 2013. 1. Contexte réglementaire Les tarifs réglementés de vente de gaz naturel doivent respecter l’article L. 445-3 du code de l’énergie, qui dispose que : « les tarifs réglementés de vente de gaz naturel sont définis en fonction des caractéristiques intrinsèques des fournitures et des coûts liés à ces fournitures. Ils couvrent l’ensemble de ces coûts [...] ». La formule d’estimation des coûts d’approvisionnement de GDF Suez en vigueur est fixée par l’arrêté du 21 décembre 2012. Le décret no 2009-1603 du 18 décembre 2009 modifié détermine le cadre réglementaire applicable aux tarifs réglementés de vente. L’article 4 du décret modifié prévoit que « la formule tarifaire est fixée par arrêté des ministres chargés de l’économie et de l’énergie, le cas échéant sur proposition du fournisseur, après avis de la Commission de régulation de l’énergie ». Il précise également que « la méthodologie d’évaluation des coûts hors approvisionnement pour chaque fournisseur est précisée par arrêté des ministres chargés de l’économie et de l’énergie, après avis de la Commission de régulation de l’énergie ». L’article 5 du décret modifié prévoit enfin qu’« un arrêté des ministres chargés de l’économie et de l’énergie pris après avis de la Commission de régulation de l’énergie fixe [...] les barèmes des tarifs réglementés ». Le projet d’arrêté soumis à la CRE fixe ainsi la formule d’estimation des coûts d’approvisionnement, la méthodologie d’évaluation des coûts hors approvisionnement et les barèmes de tarifs réglementés à souscription de GDF Suez. 2. Observations 2.1. Formule d’évolution des coûts d’approvisionnement de GDF Suez Le projet d’arrêté fixe en son article 2 la formule permettant d’estimer l’évolution des coûts d’approvisionnement de GDF Suez, en remplacement de celle précédemment utilisée et qui avait été fixée par l’arrêté du 21 décembre 2012. Les indices des produits pétroliers et de parité euro/dollar qui constituent cette formule sont les mêmes que ceux de la formule estimant les coûts d’approvisionnement de GDF Suez prise en compte pour établir ses tarifs en distribution publique, sur laquelle la CRE s’est prononcée dans sa délibération du 25 juin 2013. Dans le cadre des évolutions des tarifs de vente à souscription, les prix des produits pétroliers sont moyennés sur les trois mois passés, avec un décalage d’un mois (formule dite en 3.1.3), et les prix futurs du marché de gros gazier néerlandais retenus sont ceux du trimestre calendaire du marché de gros gazier néerlandais moyennés sur un mois se terminant un mois avant le mouvement tarifaire. La pondération globale de l’indexation sur les marchés de gros du gaz est identique à celle présente dans la formule prise en compte pour établir les tarifs de GDF Suez distribution publique, soit 45,8 %. A l’avenir, les modifications des barèmes, dont la CRE sera saisie directement par GDF Suez en application de l’article 6 du décret du 18 décembre 2009 modifié, devront résulter de l’application de cette formule. 2.2. Barème déposé par GDF Suez Le barème envisagé résulte : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 41 sur 65 – de l’évolution des coûts d’approvisionnement entre le 1er avril 2013 et le 1er juillet 2013. Elle est estimée par le fournisseur à une baisse de 1,19 €/MWh ; – de la prise en compte de l’évolution des coûts hors approvisionnement supportés par GDF Suez pour ces clients aux tarifs à souscription. La baisse des coûts d’approvisionnement est appliquée uniformément sur l’ensemble des tarifs par une baisse de leurs parts variables. 2.3. Analyse de la couverture des coûts par les tarifs La CRE a vérifié que l’évolution des coûts d’approvisionnement entre le 1er avril 2013 et le 1er juillet 2013 correspond bien à une baisse de 1,19 €/MWh. 3. Avis de la CRE La CRE émet un avis favorable au projet d’arrêté qui lui est soumis. Fait à Paris, le 25 juin 2013. Pour la Commission de régulation de l’énergie : Le président, P. DE LADOUCETTE . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 42 sur 65 Informations parlementaires ASSEMBLÉE NATIONALE Session ordinaire de 2012-2013 ORDRE DU JOUR NOR : INPX1301821X Clôture de la session ordinaire de 2012-2013 Conformément à l’article 28 de la Constitution et à l’article 60 du règlement, le président de l’Assemblée nationale a constaté, le samedi 29 juin 2013, la clôture de la session ordinaire de 2012-2013. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 43 sur 65 Informations parlementaires ASSEMBLÉE NATIONALE Session ordinaire de 2012-2013 CONFÉRENCE DES PRÉSIDENTS NOR : INPX1301801X Convocation La conférence, constituée conformément à l’article 47 du règlement, est convoquée pour le mardi 2 juillet 2013, à 10 heures, dans les salons de la présidence. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 44 sur 65 Informations parlementaires ASSEMBLÉE NATIONALE Session ordinaire de 2012-2013 COMMISSIONS ET ORGANES DE CONTRÔLE NOR : INPX1301822X 1. Réunions Lundi 1er juillet 2013 Commission des lois, à 17 heures (salle no 6242, lois) : – modernisation de l’action publique territoriale et affirmation des métropoles : audition, ouverte à la presse, de Mme Marylise Lebranchu, ministre de la réforme de l’Etat, de la décentralisation et de la fonction publique, et rapport (no 1120). A 21 heures (salle no 6242, lois) : – réunion, ouverte à la presse, sur la modernisation de l’action publique territoriale et l’affirmation des métropoles (no 1120) (suite rapport). Mardi 2 juillet 2013 Commission des affaires économiques, à 15 heures (salle no 6241, affaires économiques) : – audition, ouverte à la presse, de Mme Cécile Duflot, ministre de l’égalité des territoires et du logement, sur le projet d’ordonnance relative au contentieux de l’urbanisme. A 16 h 15 (salle no 6241, affaires économiques) : – audition, ouverte à la presse, de Mme Sylvia Pinel, ministre de l’artisanat, du commerce et du tourisme. Commission des affaires étrangères, à 16 heures (salle no 4223, 33, rue Saint-Dominique, 2e étage) : – réunion, ouverte à la presse, sur la situation en Iran avec M. Bernard Hourcade, directeur de recherche émérite au CNRS, et M. Thierry Coville, chercheur à l’IRIS. Commission des affaires européennes, à 15 heures (salle de la commission, 3e étage, 33, rue SaintDominique) : – réunion ouverte à la presse ; – Union européenne et G20 (rapport d’information) ; – communication de la présidente Danielle Auroi sur la réunion de la COSAC à Dublin les 24 et 25 juin 2013 ; – examen de textes soumis à l’Assemblée nationale en application de l’article 88-4 de la Constitution. Commission du développement durable, à 10 h 30 (salle no 6237, développement durable) : – audition, ouverte à la presse, de M. Philippe Duron, président de l’Agence de financement des infrastructures de transport de France (AFITF), sur le rapport de la commission Mobilités 21. A 17 heures (salle no 6237, développement durable) : – audition, ouverte à la presse, de M. Pierre-Franck Chevet, président de l’Autorité de sûreté nucléaire (ASN), sur les missions de l’ASN. Commission des lois, à 16 h 30 (salle no 6242, lois) : – réunion, ouverte à la presse, sur la modernisation de l’action publique territoriale et l’affirmation des métropoles (no 1120) (suite rapport). A 21 heures (salle no 6242, lois) : – réunion, ouverte à la presse, sur la modernisation de l’action publique territoriale et l’affirmation des métropoles (no 1120) (suite rapport). Commission d’enquête relative aux éventuels dysfonctionnements dans l’action du Gouvernement et des services de l’Etat, entre le 4 décembre 2012 et le 2 avril 2013, dans la gestion d’une affaire qui a conduit à la démission d’un membre du Gouvernement, à 8 h 45 (salle no 6350) : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 44 sur 65 – audition, ouverte à la presse, de M. Pascal Lalle, directeur central à la direction centrale de la sécurité publique, et de M. Christian Hirsoil, sous-directeur à la sous-direction de l’information générale. Délégation aux droits des femmes et à l’égalité des chances entre les hommes et les femmes, à 18 heures (salle no 6566, 2e étage du Palais-Bourbon) : – audition sur l’égalité entre les femmes et les hommes – Mme Sophie Prunier-Poulmaire, ergonome, médecin du travail ; – M. Charles Gadbois, ergonome, ancien directeur de recherche au CNRS. Groupe de travail sur l’adéquation entre l’offre et les besoins de formation professionnelle, à 17 heures (salle de réunion du CEC) : – audition de M. Hubert Patingre, secrétaire général du Conseil national de la formation professionnelle tout au long de la vie (CNFPTLV). A 18 heures (salle de réunion du CEC) : – audition de Mme Emmanuelle Wargon, déléguée générale à l’emploi et à la formation professionnelle, accompagnée de M. Jean-Marc Huart, sous-directeur des politiques de formation et du contrôle. Mission d’évaluation et de contrôle, à 17 heures (6e bureau) : – audition de M. Jean-Yves Le Drian, ministre de la défense, par la mission d’évaluation et de contrôle sur le thème : « La conduite des programmes d’armement en coopération ». Mercredi 3 juillet 2013 Commission des affaires culturelles, à 9 heures (salle no 6350, finances) : – audition, ouverte à la presse, commune avec la commission des finances, de l’économie générale et du contrôle budgétaire, de M. Didier Migaud, premier président de la Cour des comptes, et de M. Patrick Lefas, président de la 3e chambre, sur le rapport public thématique de la Cour « Gérer les enseignants autrement ». A 11 heures (salle no 6238, affaires culturelles) : – présentation, ouverte à la presse, du rapport d’information sur l’application du « fair-play » financier au modèle économique des clubs de football professionnel français. A 16 h 15 (salle no 6238, affaires culturelles) : – audition, ouverte à la presse, de Mme Aurélie Filippetti, ministre de la culture et de la communication, sur le projet de loi relatif à l’indépendance de l’audiovisuel public (no 1114). Commission des affaires économiques, à 9 h 30 (salle no 6241, affaires économiques) : – audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Paul Bailly, président-directeur général du groupe La Poste. Commission des affaires étrangères, à 9 h 45 (salle no 4223, 33, rue Saint-Dominique, 2e étage) : – audition, ouverte à la presse, de M. Ramon Fernandez, directeur général du Trésor, sur la lutte contre la fraude et l’évasion fiscale. A 17 heures (salle no 4325, 33, rue Saint-Dominique, 3e étage) : – audition, ouverte à la presse, conjointe avec la commission des affaires européennes, de M. Thierry Repentin, ministre délégué aux affaires européennes, sur les conclusions du Conseil européen. Commission des affaires européennes, à 17 heures (salle de la commission, 3e étage, 33, rue SaintDominique) (après le vote solennel) : – audition, ouverte à la presse, conjointe avec la commission des affaires étrangères, de M. Thierry Repentin, ministre délégué auprès du ministre des affaires étrangères, chargé des affaires européennes, sur le conseil européen des 27 et 28 juin. Commission de la défense, à 17 heures (salle no 4123, 33, rue Saint-Dominique) : – examen, ouvert à la presse, du rapport d’information relatif à une revue capacitaire des armées. Commission du développement durable, à 9 h 30 (salle no 6237, développement durable) : – présentation, ouverte à la presse, du rapport d’étape sur la mise en application de la loi no 2010-597 du 3 juin 2010 relative au Grand Paris. A 10 h 30 (salle no 6237, développement durable) : – examen, ouvert à la presse, du rapport de la mission d’information sur la gestion des déchets radioactifs. Commission des finances, à 9 heures (salle de la commission) : – audition, ouverte à la presse, conjointe avec la commission des affaires culturelles, de M. Didier Migaud, premier président de la Cour des comptes, et de M. Patrick Lefas, président de la 3e chambre, sur le rapport public thématique « Gérer les enseignants autrement ». A 11 heures (salle de la commission) : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 44 sur 65 – audition de M. Henri Emmanuelli, président de la commission de surveillance de la Caisse des dépôts et consignations, et de M. Jean-Pierre Jouyet, directeur général, sur l’activité de la Caisse. Commission des lois, à 9 h 30 (salle no 6242, lois) : – réunion ouverte à la presse ; – modernisation de l’action publique territoriale et affirmation des métropoles (no 1120) (suite rapport) ; – nomination d’un rapporteur ; – nomination d’un corapporteur d’application. A 14 h 45 (salle no 6242, lois) : – interdiction du cumul de fonctions exécutives locales avec le mandat de député ou de sénateur (no 1173) et interdiction du cumul de fonctions exécutives locales avec le mandat de représentant au Parlement européen (no 1174) (amendements, art. 88). Commission d’enquête sur le projet de fermeture de l’usine Goodyear d’Amiens Nord, à 16 h 30 (salle no 7040, 101, rue de l’Université, 2e sous-sol) : – nomination du bureau ; – désignation du rapporteur ; – échange de vues sur l’organisation des travaux de la commission. Commission d’enquête relative aux éventuels dysfonctionnements dans l’action du Gouvernement et des services de l’Etat, entre le 4 décembre 2012 et le 2 avril 2013, dans la gestion d’une affaire qui a conduit à la démission d’un membre du Gouvernement, à 14 heures (salle Lamartine) : – audition, ouverte à la presse, de M. Pierre Condamin-Gerbier, gestionnaire de fortune, ancien associégérant de Reyl Private Office. A 16 h 30 (salle Lamartine) : – audition, ouverte à la presse, de M. Jean-Noël Catuhe, inspecteur des impôts à la retraite. Groupe de travail sur les politiques publiques en faveur de la mobilité sociale des jeunes (CEC), à 17 h 30 (salle de réunion du CEC) : – audition de M. Martin Hirsch, président de l’Agence du service civique. Mission d’évaluation et de contrôle, à 12 heures (salon Visconti, 101 RU) : – examen du rapport de mission d’évaluation et de contrôle sur le thème : « La conduite des programmes d’armement en coopération ». Mission d’évaluation et de contrôle, à 16 h 30 (salle no 6350) : – audition, ouverte à la presse, de Mme Cécile Duflot, ministre de l’égalité des territoires et du logement, sur le thème « Comment optimiser les aides à la construction de logements sociaux en fonction des besoins. Jeudi 4 juillet 2013 Comité d’évaluation et de contrôle, à 11 heures (salle de la commission des finances, no 6350) : – évaluation du soutien public aux exportations : examen du rapport. Commission des affaires sociales, à 10 heures (salle no 6351, affaires sociales) : – examen, ouvert à la presse ; – arrêté d’admission en qualité de pupille de l’Etat (sous réserve de son dépôt) (rapport). Mercredi 10 juillet 2013 Commission d’enquête sur les conditions de la privatisation de la Société nationale maritime Corse Méditerranée, à 11 heures (salle no 70-40, 103, rue de l’Université) : – audition de M. Claude Gressier, ancien directeur des ports au ministère de l’équipement et des transports, ancien administrateur de la SNCM. 3. Ordre du jour prévisionnel Mardi 2 juillet 2013 Mission d’information sur les immigrés âgés, à 16 h 15 (salle no 6351, affaires sociales) : – examen du rapport par la mission : vote et autorisation de publication. Mardi 9 juillet 2013 Commission des affaires économiques, à 16 h 30 (salle no 6241, affaires économiques) : . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 44 sur 65 – audition, ouverte à la presse, de M. Arnaud Montebourg, ministre du redressement productif, sur la réforme du code minier. Commission des affaires étrangères, à 17 heures : – audition de M. Laurent Fabius, ministre des affaires étrangères. Commission des affaires européennes, à 16 h 15 (salle de la commission, 3e étage, 33, rue SaintDominique) : – audition, ouverte à la presse, de M. Michel Sapin, ministre du travail, de l’emploi, de la formation professionnelle et du dialogue social. Commission des affaires sociales : A 14 h 45 (salle no 6351, affaires sociales) : – arrêté d’admission en qualité de pupille de l’Etat (amendements, art. 88). A 16 h 30 (salle no 6351, affaires sociales) : – audition, ouverte à la presse, de Mme Marisol Touraine, ministre des affaires sociales et de la santé, et de M. Bernard Cazeneuve, ministre délégué auprès du ministre de l’économie et des finances, chargé du budget, sur l’application de la loi de financement de la sécurité sociale pour 2013. Commission de la défense, à 11 h 30 (salle de la commission des finances) : – audition, ouverte à la presse, conjointe avec la commission des finances, de l’économie générale et du contrôle budgétaire, de l’amiral Edouard Guillaud, chef d’état-major des armées, et de M. Christophe Fournier, directeur des plans, des programmes et du budget de la direction générale de l’armement du ministère de la défense, dans le cadre des travaux de la mission d’information commune sur l’équipement des forces armées. A 17 heures (salle no 4123, 33, rue Saint-Dominique) : – examen, ouvert à la presse, du rapport d’information sur l’opération Serval au Mali. Commission du développement durable, à 16 h 15 (salle no 6237, développement durable) : – présentation, ouverte à la presse, du rapport d’étape de la mission d’information sur la gestion des déchets dans le cadre des filières à responsabilité élargie des producteurs (dites « filières REP »). A 17 h 15 (salle no 6237, développement durable) : – audition, ouverte à la presse, de M. Antoine Frérot, président-directeur général de Veolia Environnement. Commission des finances, à 11 h 30 (salle de la commission) : – audition, ouverte à la presse, conjointe avec la commission de la défense et des forces armées, de l’amiral Edouard Guillaud, chef d’état-major des armées, et de M. Christophe Fournier, directeur des plans, des programmes et du budget de la direction générale de l’armement du ministère de la défense, dans le cadre des travaux de la mission d’information commune sur l’équipement des forces armées. A 16 h 15 (salle de la commission) : – optimisation fiscale des entreprises dans un contexte international (rapport d’information). Commission des lois, à 17 h 15 (salle no 6242, lois) : – réunion ouverte à la presse ; – réforme du Conseil supérieur de la magistrature (deuxième lecture) (rapport) (sous réserve de sa transmission) ; – attributions du garde des sceaux et des magistrats du ministère public en matière de politique pénale et de mise en œuvre de l’action publique (deuxième lecture) (rapport) (sous réserve de sa transmission). Délégation aux outre-mer, à 17 heures (salle à préciser) : – table ronde, ouverte à la presse, avec les syndicats d’agriculteurs : – FNSEA : M. Pascal Ferey, vice-président ; – Jeunes Agriculteurs outre-mer : nom du représentant à préciser ; – Coordination rurale : nom du représentant à préciser ; – Confédération paysanne : nom du représentant à préciser. Délégation aux droits des femmes et à l’égalité des chances entre les hommes et les femmes, à 17 h 30 : – audition, ouverte à la presse, de M. Antoine Bozio, président de l’Institut des politiques publiques (IPP), sur les enjeux de la réforme du système des retraites au regard de la situation des femmes. Mercredi 10 juillet 2013 Commission des affaires culturelles, à 9 h 30 (salle no 6238, affaires culturelles) : – présentation, ouverte à la presse, du rapport d’information en conclusion des travaux de la mission d’information sur l’accessibilité des jeunes aux séjours collectifs et de loisirs ; – désignation des membres de la mission d’information sur les relations entre l’école et les parents. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 44 sur 65 A 14 h 30 (salle no 6350, finances) : – audition, ouverte à la presse, commune avec la commission des finances, de l’économie générale et du contrôle budgétaire, de Mme Valérie Fourneyron, ministre des sports, de la jeunesse, de l’éducation populaire et de la vie associative, dans le cadre de la mission d’information commune sur la politique de soutien au sport professionnel et de solidarité avec le sport amateur. A 16 h 15 (salle no 6238, affaires culturelles) : – réunion, ouverte à la presse, sur l’indépendance de l’audiovisuel public (no 1114) (discussion générale). Commission des affaires économiques, à 9 h 30 (salle no 6241, affaires économiques) : – examen, ouvert à la presse, du rapport de la mission d’information sur la filière bovine et la production laitière en France. Commission des affaires étrangères, à 9 h 30 : – examen du projet de loi no 1097. Commission des affaires européennes, à 15 heures (salle de la commission, 3e étage, 33, rue SaintDominique) : – audition, ouverte à la presse, de M. Petras Aus ˇtrevic ˇ ius, vice-président du Parlement lituanien et président de la commission des affaires européennes. Commission des affaires sociales, à 9 heures (salle no 6351, affaires sociales) : – audition, ouverte à la presse, du professeur Michel Reynaud, chef du service d’addictologie de l’hôpital Paul Brousse, sur le rapport « les dommages liés aux addictions et les stratégies validées pour réduire ces dommages ». A 16 h 30 (salle no 6351, affaires sociales) : – audition, ouverte à la presse, de Mme Marisol Touraine, ministre des affaires sociales et de la santé, sur la stratégie nationale de santé. Commission de la défense, à 16 h 30 (salle no 4123, 33, rue Saint-Dominique) : – audition de M. Guillaume Poupard, responsable du pôle de sécurité des systèmes d’information à la direction générale de l’armement, sur la cyberdéfense. Commission du développement durable, à 9 h 30 (salle no 6237, développement durable) : – audition, ouverte à la presse, de M. Xavier Beulin, président de la FNSEA, président de Sofiprotéol. A 16 heures (salle Lamartine) : – audition, ouverte à la presse, conjointe avec la commission des finances, de M. Jacques Rapoport, président de RFF, sur les aspects financiers de la réforme ferroviaire. Commission des finances, à 9 h 30 (salle de la commission) : – mission d’évaluation et de contrôle (MEC) sur la conduite des programmes d’armement en coopération (rapport d’information) ; – traitement par l’administration fiscale des informations contenues dans la liste reçue d’un ancien salarié d’une banque étrangère (rapport d’information). A 14 h 30 (salle de la commission) : – audition, ouverte à la presse, conjointe avec la commission des affaires culturelles, de Mme Valérie Fourneyron, ministre des sports, de la jeunesse, de l’éducation populaire et de la vie associative, dans le cadre des travaux de la mission d’information commune sur la politique de soutien au sport professionnel et des solidarités avec le sport amateur. A 16 heures (salle de la commission) : – audition, ouverte à la presse, conjointe avec la commission du développement durable et de l’aménagement du territoire, de M. Jacques Rapoport, président de Réseau ferré de France (RFF), sur les aspects financiers de la réforme ferroviaire. Commission des lois, à 10 heures (salle no 6242, lois) : – réunion ouverte à la presse ; – élection des sénateurs (no 1162) (rapport) ; – indépendance de l’audiovisuel public (no 1113) (rapport) ; – nomination d’un corapporteur d’application. A 14 h 30 (salle no 6242, lois) : – réforme du Conseil supérieur de la magistrature (deuxième lecture) (amendements, art. 88) (sous réserve de sa transmission) ; – attributions du garde des sceaux et des magistrats du ministère public en matière de politique pénale et de mise en œuvre de l’action publique (deuxième lecture) (amendements, art. 88) (sous réserve de sa transmission) ; – élection des conseillers de Paris (amendements, art. 88) (no 1172). . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 44 sur 65 Jeudi 11 juillet 2013 Mission d’évaluation et de contrôle, à 9 heures (salle no 6350) : – à 9 heures : examen du rapport : « Comment optimiser les aides à la construction de logements sociaux en fonction des besoins ? » ; – à 10 h 30 : audition, ouverte à la presse, sur le thème : « La prévention et l’accompagnement par la puissance publique des plans de sauvegarde de l’emploi » : – à 10 h 30 : de M. Pierre Blayau, directeur général de SNCF Géodis ; – à 11 h 30 : des représentantes du collectif Licenc’ielles : Mme Sylvie Peeters, présidente, Mme Christine Mercier, vice-présidente, Mme Marie-Christine Lecomte, secrétaire, Mlle Séverine Perdereau, trésorière de l’association, et Mlle Ouardia Boudaoud. Mardi 16 juillet 2013 Commission des affaires culturelles, à 16 h 15 (salle no 6238, affaires culturelles) : – réunion ouverte à la presse : sur l’indépendance de l’audiovisuel public (no 1114) (examen des articles et des amendements). A 21 h 30 (salle no 6238, affaires culturelles) : – réunion ouverte à la presse : éventuellement, indépendance de l’audiovisuel public (no 1114) (suite de l’examen). Commission des affaires européennes, à 16 h 30 (salle de la commission, 3e étage, 33, rue SaintDominique) : – audition, ouverte à la presse, de M. Philippe Etienne, ambassadeur, représentant permanent de la France auprès de l’Union européenne. Commission des affaires sociales, à 18 heures (salle no 6351, affaires sociales) : – réunion ouverte à la presse : Redonner des perspectives à l’économie réelle et à l’emploi industriel (no 1037) (avis). A 21 heures (salle no 6351, affaires sociales) : – audition, ouverte à la presse, de Mme Marisol Touraine, ministre des affaires sociales et de la santé, sur la mise en œuvre de la loi du 29 décembre 2011 relative au renforcement de la sécurité sanitaire du médicament et des produits de santé. Commission de la défense, à 17 h 30 (salle no 4123, 33, rue Saint-Dominique) : – audition de M. Patrick Pailloux, directeur général de l’Agence nationale de la sécurité des systèmes d’information, sur la cyberdéfense. Commission des finances, à 16 h 15 (salle de la commission) : – audition, ouverte à la presse, de M. Louis Gallois, commissaire général à l’investissement, sur le bilan du programme d’investissements d’avenir et sur le suivi du pacte pour la compétitivité de l’industrie française. Mercredi 17 juillet 2013 Commission des affaires européennes, à 15 heures (salle de la commission, 3e étage, 33, rue SaintDominique) : – audition, ouverte à la presse, de M. Andreas Kortenkamp, professeur en toxicologie humaine à l’Institut pour l’environnement de la Brunel University, sur les perturbateurs endocriniens, dans le contexte de l’Union européenne. Commission des affaires sociales, à 9 heures (salle no 6351, affaires sociales) : – audition, ouverte à la presse, de M. Frédéric Van Roekeghem, directeur général de la Caisse nationale de l’assurance maladie des travailleurs salariés (CNAMTS), sur les propositions de l’assurance maladie sur les charges et les produits pour l’année 2014. A 15 heures (salle no 6351, affaires sociales) : – examen ouvert à la presse ; – soins sans consentement en psychiatrie (sous réserve de son dépôt) (rapport). Commission de la défense, à 9 heures (salle no 4123, 33, rue Saint-Dominique) : – réunion ouverte à la presse ; – mission d’information sur le contrôle de l’exécution des crédits de la défense pour les exercices 2011 et 2012 (rapport d’information) ; – contrôle de l’exécution des crédits de la mission « Anciens combattants » pour les exercices 2011 et 2012 (rapport d’information). . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 44 sur 65 Commission du développement durable, à 9 h 30 (salle no 6237, développement durable) : – accès au logement et à l’urbanisme rénové (avis). A 16 h 30 (salle no 6237, développement durable) : – audition, ouverte à la presse, de M. Stéphane Le Foll, ministre de l’agriculture, de l’agroalimentaire et de la forêt, sur l’agro-écologie. Commission des finances, à 9 h 30 (salle de la commission) : – audition, ouverte à la presse, de M. Ramon Fernandez, directeur général du Trésor, sur l’avenir du Crédit immobilier de France (CIF). A 11 heures (salle de la commission) : – audition, ouverte à la presse, de M. Raoul Briet, président de la première chambre de la Cour des comptes, sur le rapport d’enquête réalisé par la Cour des comptes, en application du 2o de l’article 58 de la loi organique relative aux lois de finances, sur les avoirs bancaires et les contrats d’assurance-vie en déshérence. A 14 h 30 (salle de la commission) : – mission d’évaluation et de contrôle (MEC) sur l’optimisation des aides à la construction de logements sociaux en fonction des besoins (rapport d’information). Mercredi 24 juillet 2013 Commission du développement durable, à 9 h 30 (salle no 6237, développement durable) : – audition, ouverte à la presse, de M. Pierre Cardo, président de l’Autorité de régulation des activités ferroviaires (ARAF). Commission des finances, à 9 h 30 (salle de la commission) : – audition, ouverte à la presse, de M. Didier Migaud, premier président de la Cour des comptes, et de Mme Evelyne Ratte, présidente de la 7e chambre, sur l’évolution des péages autoroutiers et le bilan financier des concessions. Jeudi 17 octobre 2013 Comité d’évaluation et de contrôle, à 11 heures : – audition de M. Didier Migaud, premier président de la Cour des comptes, sur l’évaluation du réseau culturel de la France à l’étranger. Jeudi 31 octobre 2013 Comité d’évaluation et de contrôle, à 11 heures : – examen du programme de travail du comité pour 2014. Jeudi 21 novembre 2013 Comité d’évaluation et de contrôle, à 11 heures : – évaluation des politiques publiques en faveur de la mobilité sociale des jeunes : examen du rapport. Jeudi 28 novembre 2013 Comité d’évaluation et de contrôle, à 10 heures : – audition de M. Didier Migaud, premier président de la Cour des comptes, sur l’évaluation de l’application du paquet « énergie-climat » de 2008 par la France. Jeudi 12 décembre 2013 Comité d’évaluation et de contrôle, à 10 heures : – évaluation du réseau culturel de la France à l’étranger : examen du rapport ; – évaluation de l’adéquation entre l’offre et les besoins de formation professionnelle : examen du rapport. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 45 sur 65 Informations parlementaires SÉNAT Session ordinaire de 2012-2013 ORDRE DU JOUR NOR : INPX1301820X Clôture de la session ordinaire de 2012-2013 En application de l’article 28 de la Constitution, le président du Sénat a pris acte de la clôture de la session ordinaire de 2012-2013 le samedi 29 juin 2013, à minuit. * * * Mardi 2 juillet 2013 A 14 h 30 : 1. Ouverture de la session extraordinaire 2012-2013. 2. Discours de M. le président du Sénat. 3. Débat sur la réforme de la politique agricole commune (PAC). 4. Projet de loi portant application du protocole additionnel à l’accord entre la France, la Communauté européenne de l’énergie atomique et l’Agence internationale de l’énergie atomique relatif à l’application de garanties en France, signé à Vienne le 22 septembre 1998 (no 328, 2006-2007). Rapport de M. Robert del PICCHIA, fait au nom de la commission des affaires étrangères, de la défense et des forces armées (no 621, 2012-2013). Texte de la commission (no 622 rectifié, 2012-2013). 5. Projet de loi autorisant l’approbation des amendements des annexes II et III à la convention OSPAR pour la protection du milieu marin de l’Atlantique du Nord-Est relatifs au stockage des flux de dioxyde de carbone dans des structures géologiques (no 502, 2011-2012). Rapport de Mme Leila AÏCHI, fait au nom de la commission des affaires étrangères, de la défense et des forces armées (no 470, 2012-2013). Texte de la commission (no 471, 2012-2013). Le soir : 6. Suite éventuelle de l’ordre du jour de l’après-midi. 7. Proposition de loi portant diverses dispositions relatives aux collectivités locales, présentée par M. JeanPierre SUEUR (no 554, 2012-2013). Rapport de M. Alain RICHARD, fait au nom de la commission des lois (no 630, 2012-2013). Texte de la commission (no 631, 2012-2013). Délais limites Projet de loi constitutionnelle, adopté par l’Assemblée nationale, portant réforme du Conseil supérieur de la magistrature (no 674, 2012-2013). Inscription de parole dans la discussion générale : mardi 2 juillet 2013, à 17 heures. Projet de loi, adopté par l’Assemblée nationale, relatif aux attributions du garde des sceaux et des magistrats du ministère public en matière de politique pénale et d’action publique (no 676, 2012-2013). Inscription de parole dans la discussion générale : mardi 2 juillet 2013, à 17 heures. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 46 sur 65 Informations parlementaires SÉNAT Session ordinaire de 2012-2013 BUREAU DU SÉNAT NOR : INPX1301777X Convocation Le bureau du Sénat se réunira le mercredi 3 juillet 2013, à 9 h 30 (salons de la présidence, Petit Luxembourg), avec l’ordre du jour suivant : Examen d’une requête transmise par Mme la garde des sceaux, ministre de la justice, en application de l’article 26, alinéa 2, de la Constitution. Questions diverses. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 47 sur 65 Informations parlementaires SÉNAT Session ordinaire de 2012-2013 COMMISSIONS NOR : INPX1301823X Convocations Commission des affaires étrangères, de la défense et des forces armées (salle RD 204) : Mardi 2 juillet 2013, à 16 h 30 : Examen des amendements déposés sur le texte no 622 rectifié (2012-2013) de la commission pour le projet de loi no 328 (2006-2007) portant application du protocole additionnel à l’accord entre la France, la Communauté européenne de l’énergie atomique et l’Agence internationale de l’énergie atomique relatif à l’application de garanties en France. Questions diverses. Commission du développement durable : Rectificatif à la convocation : 1o En raison du discours de M. le président du Sénat pour l’ouverture de la session extraordinaire 2012-2013, l’audition de M. Philippe Duron mardi 2 juillet 2013 est décalée à 14 h 45 au lieu de 14 h 30. Le reste de l’ordre du jour est inchangé. 2o En conséquence, l’ordre du jour des mardi 2 et mercredi 3 juillet 2013 s’établit ainsi : Mardi 2 juillet 2013, à 14 h 45 (salle no 67, salle de la commission du développement durable) : 1. Audition de M. Philippe Duron, président de la commission Mobilité 21 chargée d’évaluer le schéma national des infrastructures de transport (SNIT) ; A 16 h 30 : 2. Audition de Mme Cécile Duflot, ministre de l’égalité des territoires et du logement, sur l’égalité des territoires. 3. Questions diverses. Mercredi 3 juillet 2013, à 10 heures (salle no 67, salle de la commission du développement durable) : 1. Examen du rapport et du texte de la commission sur la proposition de résolution no 645 (2012-2013), présentée par Mme Fabienne Keller au nom de la commission des affaires européennes en application de l’article 73 quater du règlement, sur la circulation des mégacamions et le fret routier européen (texte no E 8284) (M. Ronan Dantec, rapporteur). Délai limite pour le dépôt des amendements auprès du secrétariat (AMELI commission) : mardi 2 juillet 2013, à 12 heures. 2. Questions diverses. Commission d’enquête sur le rôle des banques et acteurs financiers dans l’évasion des ressources financières en ses conséquences fiscales et sur les équilibres économiques ainsi que sur l’efficacité du dispositif législatif, juridique et administratif destiné à la combattre : Mardi 2 juillet 2013 (salle Clemenceau) : Ces auditions seront ouvertes à la presse et pourront faire l’objet d’une captation vidéo en vue d’une diffusion sur le site du Sénat. A 14 h 45 : Audition de M. Antoine Peillon, journaliste (La Croix). A 16 heures : Audition de M. Fabrice Arfi, journaliste (Mediapart). Mercredi 3 juillet 2013 (salle A 67) : A 14 h 30 : Audition de M. Pascal Saint-Amans, directeur du centre de politique et d’administration fiscales de l’OCDE. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 47 sur 65 A 16 heures : Audition à huis clos. Audition de Mme Marie-Suzanne Le Quéau, directrice des affaires criminelles et des grâces (ministère de la justice). A 17 h 15 : Audition de M. Jean-Marc Sauvé, vice-président du Conseil d’Etat, président de la commission pour la transparence financière de la vie politique. Jeudi 4 juillet 2013 (salle Clemenceau) : A 9 h 15 : Audition de M. Olivier Sivieude, directeur de la direction des vérifications nationales et internationales (ministère de l’économie et des finances). A 10 h 30 : Audition de M. Jean-Jacques Augier, président de sociétés d’édition (cette audition pourra faire l’objet d’une captation vidéo en vue d’une diffusion sur le site du Sénat). A 11 h 45 : Audition de Mme Anne Michel, journaliste (Le Monde) (cette audition pourra faire l’objet d’une captation vidéo en vue d’une diffusion sur le site du Sénat). Questions diverses. Mission commune d’information sur l’action extérieure de la France en matière de recherche pour le développement : Mardi 2 juillet 2013, à 15 heures (salle no 46 E, 46, rue de Vaugirard) : A 15 heures : 1. Audition de M. Pascal Canfin, ministre délégué auprès du ministre des affaires étrangères, chargé du développement. A 16 heures : 2. Audition de Mme Paola de Carli, directrice des programmes scientifiques et médicaux de Sidaction. A 17 heures : 3. Audition de M. Antoine Grassin, directeur général de Campus France. 4. Questions diverses. Mercredi 3 juillet 2013, à 11 h 45 (salle no 46 E, 46, rue de Vaugirard) : 1. Audition de Mme Marion Guillou, présidente d’Agreenium. 2. Questions diverses. Mission commune d’information sur la filière viande en France et en Europe : Mercredi 3 juillet 2013, à 15 heures (salle A 120) : Echange de vues sur les orientations et propositions du rapport. Délais limites de dépôt des amendements en commission Commission des finances : Proposition de résolution européenne sur la réforme européenne des indices de taux no 624 (2012-2013) : lundi 1er juillet 2013, à 12 heures. Commission des lois constitutionnelles, de législation, du suffrage universel, du règlement et d’administration générale : Projet de loi organique no 688 (2012-2013) relatif à la transparence de la vie publique (procédure accélérée) et pour le projet de loi no 689 (2012-2013) relatif à la transparence de la vie publique : lundi 1er juillet 2013, à 12 heures. Commission du développement durable, des infrastructures, de l’équipement et de l’aménagement du territoire : Proposition de résolution sur la circulation des mégacamions et le fret routier européen no 645 (2012-2013) : mardi 2 juillet 2013, à 12 heures. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 48 sur 65 Avis et communications AVIS DE CONCOURS ET DE VACANCE D’EMPLOIS PREMIER MINISTRE Avis de vacance d’un emploi de directeur départemental interministériel (DDCS de la Haute-Garonne) NOR : PRMG1316920V L’emploi de directeur départemental de la DDCS de la Haute-Garonne sera vacant à compter du 1er janvier 2014. Cet emploi, à pourvoir dans les conditions prévues par le décret no 2009-360 du 31 mars 2009 modifié (articles 13 à 15 notamment), est classé dans le groupe III en application des dispositions de l’arrêté du 29 décembre 2009 modifié fixant la liste et le classement par groupe des emplois de direction des directions départementales interministérielles. Intérêt du poste Le directeur départemental contribue, sous la responsabilité du préfet, à la mise en œuvre des politiques publiques en matière de cohésion sociale. L’intérêt du poste réside dans l’intégration des différentes politiques sur le territoire, la variété des dossiers traités, les partenariats à nouer avec les collectivités locales et les services de l’Etat et le management d’une structure de plus de 65 agents. Missions Le directeur est chargé des missions suivantes : – mise en œuvre à l’échelle territoriale des orientations stratégiques nationales définies par les ministres et déclinées au niveau régional ; pilotage, coordination et évaluation de l’action de l’Etat au niveau territorial dans le domaine des politiques publiques dont il a la charge ; – direction des services placés sous sa responsabilité : fixation des objectifs, organisation et répartition des moyens, évaluation des résultats et de la performance, mise en œuvre du dialogue social. – concertation avec les services de l’Etat, les collectivités territoriales, les entreprises et les organisations socioprofessionnelles, les associations ; – exercice des responsabilités dans le domaine financier. Les missions de la DDCS sont définies à l’article 4 du décret no 2009-1484 du 3 décembre 2009 relatif aux directions départementales interministérielles. Environnement Le poste est situé à Toulouse, siège de la DDCS. Le département de la Haute-Garonne comprend 589 communes et est peuplé de 1 255 000 habitants ; c’est un département caractérisé par une armature urbaine dominée par Toulouse qui compte 447 000 habitants et seulement 15 communes de plus de 10 000 habitants. La croissance démographique a été très forte ces dix dernières années ; ce dynamisme repose surtout sur sa capacité à attirer de nouvelles populations plutôt jeunes et diplômées mais profite essentiellement à l’agglomération chef-lieu. Malgré tout le taux de chômage atteint près de 10 % de la population active. L’activité économique est portée par la filière aéronautique. Le secteur du logement social rattrape un retard de construction criant avec 3 000 à 4 000 logements par an et atteint un total de 68 000 environ. Le nombre de demandeurs ne tarit pas et on recense 2 300 demandeurs éligibles au plan départemental d’action pour le logement des personnes en difficulté. Par voie de conséquence les ménages formant un recours auprès de la commission DALO sont très nombreux (3 400 en 2012). Six quartiers de Toulouse sont retenus au titre de la politique de la ville comme secteurs prioritaires CUCS. Les populations étrangères déboutées du droit d’asile et les campements illicites sont une problématique sensible notamment dans la gestion de leur prise en charge. Sous l’autorité du préfet de département, la DDCS entretient, à l’échelle régionale, des liens étroits avec la direction régionale de l’environnement, de l’aménagement et du logement (DREAL), la direction régionale de la jeunesse, des sports et de la cohésion sociale (DRJSCS) et la direction régionale des entreprises, de la concurrence, de la consommation, du travail et de l’emploi (DIRECCTE). Au plan départemental, elle travaille avec les services de la préfecture et les sous-préfets, la direction départementale de la protection des populations (DDPP), la direction départementale des territoires (DDT) et l’unité territoriale DIRECCTE. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 48 sur 65 Elle développe des relations constructives avec les collectivités locales et particulièrement la ville de Toulouse, Toulouse-métropole ainsi que le conseil général. Son partenariat avec les associations et la concertation qu’elle mène en matière sociale permettent de développer des actions à destination des plus démunis. Elle accompagne et conseille les comités départementaux, les collectivités et les associations dans leurs actions en faveur de publics cibles, de la jeunesse ou de développement. Compétences – connaissance des organisations publiques et des politiques portées par les DDT ; – capacité à piloter des projets et à faire prévaloir les enjeux des politiques publiques ; – travail en réseau, négociation avec des partenaires variés et notamment des collectivités locales peu demandeuses de partenariat. Aptitude à la communication, à l’écoute et au dialogue social ; – management et animation d’équipes pluridisciplinaires ; – capacité d’anticipation et de vision prospective ; – travail d’écoute et de mobilisation d’associations très engagées et très investies dans leurs missions. Modalités de candidature Conformément aux dispositions de l’article 12 du décret no 2009-360 du 31 mars 2009 relatif aux emplois de direction de l’administration territoriale de l’Etat, les candidatures doivent être transmises, dans un délai de trente jours à compter de la publication du présent avis au Journal officiel, au préfet de département ([email protected]), DDCS de la Haute-Garonne, à l’attention de la directrice, 1, place SaintEtienne, CS38 521, 31685 Toulouse Cedex 6. Le dossier de candidature devra impérativement comprendre : – une lettre de motivation ; – un curriculum vitae détaillé ; – un état de services ; – le dernier arrêté de situation administrative dans le corps ou l’emploi d’origine. Personnes à contacter Tous les renseignements complémentaires peuvent être obtenus auprès de Dominique BACLE, directrice de la DDCS de la Haute-Garonne, téléphone : 05-34-45-38-90, [email protected] ou Thierry BONNIER, secrétaire général de la préfecture, téléphone : 05-34-45-39-01, mél : [email protected]. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 49 sur 65 Avis et communications AVIS DE CONCOURS ET DE VACANCE D’EMPLOIS PREMIER MINISTRE Avis de vacance d’un emploi de sous-directeur NOR : PRMG1315359V Sera prochainement vacant un emploi de sous-directeur, classé en groupe III, à l’administration centrale du ministère de la culture et de la communication. Cet emploi est affecté à la direction générale de la création artistique où le titulaire du poste exercera les fonctions de sous-directeur de l’emploi et de la formation. Missions et activités principales Le sous-directeur de l’emploi et de la formation est chargé, des questions sociales, juridiques et économiques relatives à l’exercice des professions du spectacle vivant et de la formation des artistes et techniciens du spectacle vivant. L’ensemble de ces compétences s’exerce en lien avec les autres départements ministériels en charge de ces questions. A ce titre : Il est chargé des questions relatives aux conditions d’exercice des professions, tant par les employeurs que par les salariés ainsi que de celles relatives à la structuration du secteur ; Il suit l’application du droit du travail et de la protection sociale, notamment de l’assurance chômage, aux artistes et aux techniciens du spectacle vivant ; Il coordonne la concertation avec les partenaires sociaux du secteur du spectacle vivant et enregistré en assurant le secrétariat du Conseil national des professions du spectacle, de ses commissions permanentes et groupes de travail ainsi que le suivi des commissions régionales des professions du spectacle. Il organise l’enseignement supérieur dans les disciplines du spectacle vivant, en liaison avec les administrations concernées et le secrétariat général. Il est chargé de la définition juridique des diplômes de l’enseignement supérieur. Dans ce cadre, il assure le secrétariat de la commission professionnelle consultative du spectacle vivant. Il traite les demandes d’habilitation des établissements d’enseignement supérieur à délivrer des diplômes nationaux relevant du ministère. En liaison avec le service de l’inspection de la création artistique, il définit le cadre juridique et pédagogique de l’enseignement public spécialisé en musique, danse et art dramatique. Il suit les actions visant l’amélioration de l’insertion et des parcours professionnels. Il traite les questions relatives aux statuts des établissements d’enseignement et, en liaison avec les autres administrations concernées, les questions relatives au statut des enseignants. Il coordonne l’organisation des examens. Compétences principales mises en œuvre (cotés sur 4 niveaux initié – pratique – maîtrise – expert) Compétences techniques : Ce poste hautement spécialisé « métier » nécessite une connaissance approfondie des questions liées à l’emploi et à la formation : organisation et fonctionnement des professions (réglementation et conventions collectives), principes applicables en matière d’enseignement, notamment d’enseignement supérieur et d’enseignement professionnel. Le champ de compétence de ce poste ayant une forte composante interministérielle (ministères chargés de l’emploi, du travail, de la sécurité sociale pour les aspects « emploi », ministères chargés de l’enseignement supérieur et de la fonction publique pour les aspects « formation »), une connaissance approfondie des procédures interministérielles est nécessaire. Il implique un travail au quotidien avec les partenaires sociaux représentants les employeurs ou les salariés et nécessite par conséquent une bonne maîtrise du droit du travail et des règles de la négociation collective (niveau expert). La pratique de l’anglais est souhaitée. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 49 sur 65 Savoir-faire Le titulaire du poste doit posséder une excellente pratique des procédures administratives (niveau expert). Une forte capacité de synthèse est également indispensable. Le poste impliquant des relations très importantes avec d’autres département ministériels et les partenaires sociaux, le titulaire doit être capable de suivre des dossiers dans ces cadres spécifiques. En tant que chef d’un service, il doit également faire preuve d’une capacité d’encadrement. Savoir-être (compétences comportementales) Interlocuteur direct des professionnels, des collectivités territoriales, des organisations représentatives des employeurs et des salariés mais susceptible d’être également sollicité par le grand public, le titulaire du poste doit être d’une grande disponibilité et faire preuve d’une réelle capacité d’entraînement ainsi que d’écoute (niveau expert). Environnement professionnel Depuis la réorganisation du ministère de la culture et de la communication en janvier 2010, la direction générale de la création artistique est l’une des trois directions générales qui composent l’administration centrale aux côtés du secrétariat général. La direction générale de la création artistique compte environ 200 agents répartis dans les services suivants : – le service du spectacle vivant ; – le service des arts plastiques ; – l’inspection de la création artistique ; – la sous-direction des affaires financières et générales ; – le département des publics et de la diffusion ; – la mission de la communication. La DGCA exerce la tutelle sur une trentaine d’opérateurs de l’Etat et un service à compétence nationale. La DGCA est responsable de la mise en œuvre du programme 131 Création. Les missions et l’organisation de la direction générale de la création artistique sont présentées dans l’arrêté du 17 novembre 2009. Le titulaire du poste est l’interlocuteur privilégié du directeur général et de son adjoint pour toutes les questions relevant de son champ de compétence. Il assure l’encadrement de la sous-direction placée sous son autorité. Celle-ci est composée de deux bureaux : le bureau de l’emploi et le bureau des enseignements et de la formation du spectacle vivant. Liaisons hiérarchiques Le titulaire du poste est placé sous l’autorité hiérarchique du directeur général et du chef de service, adjoint au directeur général. Liaisons fonctionnelles Le titulaire du poste participe au fonctionnement d’ensemble de la direction générale de la création artistique et contribue, pour le secteur qui le concerne, à l’atteinte des objectifs. Il est en relation fonctionnelle avec les services transversaux de la direction, les services déconcentrés du ministère, d’autres départements ministériels et les collectivités territoriales. Spécificités du poste, contraintes, sujétions Poste de sous directeur de groupe III (cf. arrêté du 5 septembre 2012 portant classement des emplois de chef de service et de sous directeur au MCC). Très grande disponibilité. PFR : 5. Profil du candidat recherché Administrateur civil confirmé, membre d’un corps éligible aux emplois de sous-directeur (selon les dispositions prévues par le décret du 9 janvier 2012 relatif aux emplois de chef de service et de sous directeurs des administrations de l’Etat). Les renseignements concernant ce poste peuvent être obtenus auprès de Mme Laurence Tison-Vuillaume, adjointe au directeur général de la création artistique ([email protected]). Conformément aux dispositions du décret no 2012-32 du 9 janvier 2012 relatif aux emplois de chef de service et de sous-directeur des administrations de l’Etat, les candidatures doivent être transmises, par la voie . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 49 sur 65 hiérarchique, au secrétaire général du ministère de la culture et de la communication, avec copie au chef du service des ressources humaines et à M. Jean-Pierre Lalaut, haut fonctionnaire à l’encadrement supérieur, 182, rue Saint-Honoré, 75033 Paris Cedex 1, dans un délai de trente jours à compter de la date de publication du présent avis au Journal officiel de la République française. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 50 sur 65 Avis et communications AVIS DE CONCOURS ET DE VACANCE D’EMPLOIS PREMIER MINISTRE Avis de vacance d’un emploi de direction NOR : PRMG1316943V Est susceptible d’être déclaré vacant aux ministères de l’économie et des finances, du commerce extérieur, du redressement productif et de l’artisanat, du commerce et du tourisme, un emploi de sous-directeur. Cet emploi, classé en groupe III, est affecté au sein de la direction des affaires juridiques, sous-direction « droit des régulations économiques ». Cette sous-direction est chargée : – d’assurer une fonction de conseil juridique, d’expertise et d’assistance opérationnelle et légistique aux directions des ministères économiques et financiers, aux autres ministères et aux établissements publics de l’Etat, dans les domaines du droit financier, droit des entreprises et droit de l’industrie ; – d’instruire les dossiers confiés à l’agent judiciaire de l’Etat devant les juridictions nationales, dans le domaine de l’environnement ; – d’assurer une assistance aux directions compétentes dans le traitement de leur contentieux administratif. Elle – le – le – le comprend trois bureaux : bureau « droit financier » ; bureau « droit des entreprises et de l’immatériel » ; bureau « droit de l’industrie, de l’énergie et des réseaux de communication ». Le titulaire de cet emploi devra correspondre au profil suivant : – solides culture et expérience juridiques, en droit public, droit financier, droit économique prioritairement ; – sens certain de l’organisation et des relations humaines, expérience du management, capacités d’initiative et de réactivité, pratique de la négociation, tant du point de vue ministériel qu’interministériel ; – maîtrise de l’anglais écrit et oral. Conformément aux dispositions du décret no 2012-32 du 9 janvier 2012 relatif aux emplois de chef de service et de sous-directeur des administrations de l’Etat, les candidatures, accompagnées d’un curriculum vitae, doivent être transmises, par la voie hiérarchique, dans un délai de trente jours à compter de la date de publication du présent avis au Journal officiel de la République française aux ministères de l’économie et des finances, du commerce extérieur, du redressement productif et de l’artisanat, du commerce et du tourisme, secrétariat général des ministères économiques et financiers, direction des ressources humaines, bureau DRH-2A, immeuble Atrium 5, place des Vins de France, 75573 Paris Cedex 12. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 51 sur 65 Avis et communications AVIS DE CONCOURS ET DE VACANCE D’EMPLOIS PREMIER MINISTRE Avis de vacance d’un emploi de direction NOR : PRMG1316958V Est susceptible d’être déclaré vacant aux ministères de l’économie et des finances, du commerce extérieur, du redressement productif et de l’artisanat, du commerce et du tourisme, un emploi de sous-directeur. Cet emploi, classé en groupe III, est affecté au sein de la direction des affaires juridiques, sous-direction « droit public et droit européen et international ». Cette sous-direction est chargée : – d’assurer une fonction de conseil juridique, d’expertise et d’assistance opérationnelle et légistique aux directions des ministères économiques et financiers, aux autres ministères et aux établissements publics de l’Etat, dans les domaines du droit public national, européen et international ; – d’instruire les dossiers confiés à l’agent judiciaire du Trésor devant les juridictions nationales et étrangères, dans les domaines relevant de sa compétence. Elle – le – le – le comprend trois bureaux : bureau « droit public général et constitutionnel » ; bureau « droit des politiques de l’emploi et des professions réglementées » ; bureau « droit européen et international ». Le titulaire de cet emploi devra correspondre au profil suivant : – solides connaissances juridiques en droit public, droit européen et international ; – expérience reconnue au sein d’un service juridique ou d’une juridiction administrative ; – sens certain de l’organisation et des relations humaines, expérience du management, capacités d’initiative et de réactivité, pratique de la négociation, tant du point de vue ministériel qu’interministériel et international ; – maîtrise de l’anglais écrit et oral. Conformément aux dispositions du décret no 2012-32 du 9 janvier 2012 relatif aux emplois de chef de service et de sous-directeur des administrations de l’Etat, les candidatures, accompagnées d’un curriculum vitae, doivent être transmises, par la voie hiérarchique, dans un délai de trente jours à compter de la date de publication du présent avis au Journal officiel de la République française aux ministères de l’économie et des finances, du commerce extérieur, du redressement productif et de l’artisanat, du commerce et du tourisme, secrétariat général des ministères économiques et financiers, direction des ressources humaines, bureau DRH-2A, immeuble Atrium 5, place des Vins de France, 75573 Paris Cedex 12. . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 52 sur 65 Avis et communications AVIS DIVERS MINISTÈRE DE L’ÉCONOMIE ET DES FINANCES BUDGET Résultats des tirages du Keno du jeudi 27 juin 2013 NOR : BUDX1301805V . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 53 sur 65 Avis et communications AVIS DIVERS MINISTÈRE DE L’ÉCONOMIE ET DES FINANCES BUDGET Résultats du Loto Foot 7 no 131 NOR : BUDX1301806V . . 30 juin 2013 JOURNAL OFFICIEL DE LA RÉPUBLIQUE FRANÇAISE Texte 54 sur 65 ANNONCES LES ANNONCES SONT REÇUES À L’OFFICE SPÉCIAL DE PUBLICITÉ Département SPJO CS 30018, 92523 Neuilly-sur-Seine Cedex Tél. : 01-49-04-01-72 ou 01-49-04-02-15 − Télécopie : 01-43-33-32-26 (L’Administration et les fermiers déclinent toute responsabilité quant à la teneur des annonces.) DEMANDES DE CHANGEMENT DE NOM (textes 54 à 65) En application du décret no 2004-459 du 28 mai 2004, pris après avis de la CNIL, les actes individuels relatifs à l’état et à la nationalité des personnes ne doivent pas faire l’objet d’une publication sous forme électronique. Ces textes peuvent être consultés sur l’édition papier. . .