Institut Luxembourgeois de Régulation. Règlement E09/03/ILR du 2 février 2009 fixant les méthodes de détermination des tarifs d’utilisation des réseaux de transport, de distribution et industriels et des services accessoires à l’utilisation des réseaux - Secteur Electricité.

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Institut Luxembourgeois de Régulation.

Règlement E09/03/ILR du 2 février 2009 fixant les méthodes de détermination des tarifs

d’utilisation des réseaux de transport, de distribution et industriels et des services accessoires

à l’utilisation des réseaux

Secteur Electricité.



Vu la loi du 1er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité et notamment son article 20;

Vu le résultat de la consultation publique ouverte du 21 mars 2008 au 16 mai 2008;

La Direction de l’Institut Luxembourgeois de Régulation;

Arrête:

Chapitre 1er.

- Objet.

Art. 1er.

Le présent règlement fixe, en application de l’article 20 de la loi du 1er août 2007 relative à l’organisation du marché de l’électricité (ci-après «la Loi»), les méthodes de détermination des tarifs d’utilisation des réseaux de transport, de distribution, et industriels ainsi que des services accessoires à l’utilisation des réseaux fournis par le gestionnaire de réseau, y compris le comptage de l’énergie électrique.

Chapitre 2.

- Principes de la détermination des tarifs.

Art. 2.

(1)

La méthode retenue pour le calcul des tarifs d’utilisation du réseau et des services accessoires à l’utilisation du réseau est du type « Rate of Return Regulation». Dans les limites fixées aux Chapitres 3 et 4 du présent règlement, le gestionnaire de réseau peut récupérer à travers les tarifs régulés, les seuls coûts nécessaires à l’accomplissement des tâches régulées lui incombant en vertu de la Loi en tant que gestionnaire de réseau, y compris une rémunération appropriée sur les capitaux investis.

(2)

Les coûts du réseau déterminés conformément au Chapitre 3, sont imputés aux niveaux de tension adéquats et aux activités accessoires et transposés par la suite en un système tarifaire conformément au Chapitre 4.

(3)

Toute imputation indirecte de frais généraux ou de frais partagés entre plusieurs activités de l’entreprise intégrée d’électricité, le cas échéant moyennant des clefs de répartition, est à justifier quant à l’absence de subventions croisées. Cette obligation vaut également pour l’imputation indirecte entre différentes activités du gestionnaire de réseau.

(4)

Le paiement des frais d’utilisation du réseau rémunère l’utilisation du niveau de tension ou de transformation auquel l’utilisateur est raccordé ainsi que l’utilisation de tous les niveaux de tension et de transformation situés en amont.

Chapitre 3.

- Détermination des coûts du réseau.

Art. 3.

(1)

Le gestionnaire de réseau détermine ses coûts du réseau sur base des états financiers de la dernière année révolue, séparés pour les activités de transport et de distribution conformément à l’article 35 (2) de la Loi. Le contrôle des comptes annuels par un réviseur d’entreprises porte également sur le respect de l’obligation d’éviter des discriminations et des subventions croisées entre les différentes activités de l’entreprise intégrée d’électricité.

(2)

Les coûts du réseau se composent, pour autant que c’est justifié, de la dotation aux amortissements, de la rémunération des capitaux et des charges d’exploitation, déduction faite des éléments réducteurs de coûts.

Art. 4. Dotation aux amortissements.

(1)

Les amortissements calculés conformément au présent article remplacent, dans la détermination des coûts du réseau, les amortissements comptables issus du compte de profits et pertes des activités transport et distribution.

(2)

Les amortissements sont calculés selon la méthode linéaire et sur la base des investissements réalisés, évalués à leur valeur d’acquisition historique issue de la comptabilité ou, en cas de non-disponibilité de la dernière, à leur valeur d’acquisition historique déterminée à partir de prix standards et des indices publiés annuellement par le régulateur et calculés conformément à l’Annexe 1 du présent règlement.

(3)

Par dérogation au paragraphe précédent, les amortissements des seules immobilisations activées avant le 1 er janvier 2010 peuvent se faire suivant les modalités du présent paragraphe. Dans ce cas, les amortissements sont calculés selon la méthode linéaire et sur la base d’une pondération en fonction de la structure de capital.

Les actifs financés par du capital propre sont amortis sur base de la valeur d’acquisition indexée. La dotation aux amortissements en résultant est multipliée par la quote-part du capital propre dans la structure de capital. Les indices à utiliser pour le calcul de la valeur d’acquisition indexée sont spécifiés en Annexe 1.

Les actifs financés par du capital emprunté sont amortis sur base de la valeur d’acquisition historique. La dotation aux amortissements en résultant est multipliée par la quote-part du capital emprunté dans la structure de capital.

La quote-part du capital propre est limitée à 50%. La quote-part du capital emprunté résulte de la différence entre 100% et la quote-part du capital propre.

(4)

Les actifs financés par des tiers, n’étant pas activés par le gestionnaire de réseau, ne sont pas considérés parmi les investissements réalisés. Les actifs financés partiellement ou entièrement par le gestionnaire de réseau, et pour lesquels le gestionnaire de réseau a reçu une participation aux coûts d’investissement de la part de tiers, peuvent être inclus parmi les investissements réalisés sous condition que les corrections appropriées soient effectuées à la fois au niveau du capital déductible et au niveau des éléments réducteurs de coûts.

(5)

Un financement à travers les charges d’exploitation ne peut pas en même temps être considéré dans la valeur des actifs.

(6)

Les amortissements sont calculés annuellement moyennant les durées d’utilisation usuelles indiquées pour chaque type d’actif en Annexe 2 du présent règlement. Des déviations spécifiques dûment justifiées peuvent faire l’objet d’une acceptation spéciale sur demande d’un gestionnaire de réseau. La durée d’utilisation d’un actif ne peut être modifiée pendant la durée de vie de l’actif.

(7)

A la fin de sa durée d’utilisation usuelle, la valeur résiduelle d’un actif est zéro. Aucun amortissement en dessous de zéro n’est possible.

(8)

Une demande de compensation pour des valeurs résiduelles non amorties peut être acceptée sur base de pièces à l’appui documentant de façon non équivoque la présence de valeurs résiduelles non amorties dans le passé.

Art. 5. Rémunération des capitaux.

(1)

La rémunération des capitaux résulte du produit du capital à rémunérer par le coût moyen pondéré du capital.

(2)

Le capital à rémunérer correspond à la valeur résiduelle des actifs du réseau, évalués à leur valeur d’acquisition historique, augmentée des encours de construction et de l’actif circulant justifié, et diminuée du capital déductible. Il correspond à la moyenne des valeurs en début et en fin d’année.

(3)

L’actif circulant correspond aux stocks, créances et liquidités opérationnelles nécessaires et dûment justifiés.

(4)

Parmi le capital déductible figurent les participations aux coûts d’investissement et la valeur des actifs financés par des tiers, les provisions, les acomptes reçus ainsi que tout autre capital mis à disposition du gestionnaire de réseau et non soumis à un paiement d’intérêts.

(5)

Le coût moyen pondéré du capital (Weighted average cost of capital) nominal avant impôts est déterminé selon la formule figurant en Annexe 3 du présent règlement. Il en résulte un coût moyen pondéré du capital de 8.50%.

(6)

En cas d’application de l’article 4 (3) du présent règlement, les immobilisations activées avant le 1 er janvier 2010 sont rémunérées de la façon suivante:

La valeur résiduelle des actifs du réseau, évalués à leur valeur d’acquisition indexée multipliée par la quote-part du capital propre, est rémunérée au coût réel du capital propre fixé à 8.26%.

La valeur résiduelle des actifs du réseau, évalués à leur valeur d’acquisition historique multipliée par la quote-part du capital emprunté, est rémunérée au coût nominal des dettes fixé à 5.50%.

La détermination du coût du capital propre et du coût des dettes est détaillée en Annexe 3.

(7)

La somme des amortissements et de la rémunération des capitaux, est comprise dans une fourchette dont les limites inférieures et supérieures se situent respectivement à 92% et à 108% pour l’année 2010 et à 85% et 115% pour l’année 2011 par rapport au niveau des charges de capital acceptées pour l’année 2008. La limite supérieure ne s’applique pas aux charges de capital dues à de nouveaux investissements.

Art. 6. Charges d’exploitation.

Les charges d’exploitation sont issues du compte de profits et pertes séparé pour les activités liées au réseau et se composent notamment:

a) des coûts de matières premières et consommables, des autres charges externes, des frais de personnel et des autres charges d’exploitation;
b) des coûts d’utilisation de l’infrastructure de tiers. Cette catégorie de coûts comprend les frais réels facturés au gestionnaire de réseau pour l’utilisation des réseaux en amont ou d’autres infrastructures;
c) des services systèmes parmi lesquels figurent: le maintien de la fréquence et de la tension, les services de blackstart, les coûts liés à la gestion des congestions et les frais de fonctionnement du coordinateur d’équilibre;
d) du coût pour compenser les pertes de réseau. L’énergie pour couvrir ces pertes est procurée conformément à l’article 27 (7) de la Loi.

Art. 7. Eléments réducteurs de coûts.

(1)

Les autres produits et recettes imputés au compte de profits et pertes des activités liées au réseau sont à porter en déduction de la base des coûts du réseau. Ces produits concernent les frais activés, les recettes des activités accessoires à l’utilisation du réseau qui ne sont pas comptabilisés séparément, les autres produits d’exploitation ou les participations aux coûts d’investissement. Ces dernières peuvent être imputées sur un compte séparé dont une quote-part sera déduite annuellement.

(2)

Lorsque des activités accessoires à l’utilisation du réseau ne sont pas comptabilisées séparément, les recettes issues de ces activités accessoires à l’utilisation du réseau sont à considérer entièrement comme éléments réducteurs de coûts. Fait notamment partie des activités accessoires à l’utilisation du réseau toute activité pour laquelle le gestionnaire de réseau dispose d’un monopole de fait ou de droit, tels le comptage et le raccordement.

Art. 8. Ecart entre coûts et recettes de l’année clôturée.

(1)

Les gestionnaires de réseau déterminent l’écart entre les coûts et les recettes d’une année clôturée.

(2)

Tout écart positif ou négatif est reporté sur les années suivantes. Tout écart résiduel résultant d’une période antérieure à l’année clôturée est également à considérer.

(3)

Le report donne lieu à un intérêt légal au taux représentant la moyenne sur l’année du taux Euribor à 12 mois.

(4)

La période de récupération maximale est de 5 ans.

Art. 9. Adaptation à la situation prévisible pendant la période d’application des tarifs.

Sous réserve de l’approbation par le régulateur, des adaptations dûment justifiées peuvent être effectuées sur la base des coûts et des volumes d’énergie considérés, afin de mieux représenter la situation pendant la période d’application des tarifs. Il s’agit notamment de l’anticipation d’évènements prévisibles, de la prise en compte de l’inflation ou de l’adaptation de certaines positions de coûts à travers des lissages avec prise en compte de données pluriannuelles.

Chapitre 4.

- Transposition des coûts du réseau en une structure tarifaire.

Art. 10. Cascade des coûts et coefficients de simultanéité.

(1)

Pour les tarifs d’utilisation du réseau est appliquée une tarification du type «timbre-poste». Tout utilisateur prélevant de l’électricité du réseau contribue à couvrir les coûts des niveaux de tension en amont de son point de connexion au prorata de sa participation aux puissances maximales respectives.

(2)

Le timbre-poste (TP) exprimé en €/kW d’un niveau de tension et/ou de transformation s’obtient par le quotient entre les coûts imputés au niveau considéré et la puissance maximale à ce niveau pendant l’année.

(3)

La cascade des coûts imputés à un niveau de tension ou de transformation vers les niveaux de tension et de transformation situés en aval est réalisée en multipliant le timbre-poste par la puissance simultanée demandée par les niveaux en aval au moment de la puissance maximale du niveau considéré.

(4)

Les coefficients de simultanéité des utilisateurs à un niveau de tension sont approximés par deux droites qui passent par les coordonnées déterminées sur base de données de comptage historiques des utilisateurs du réseau à ce même niveau de tension, afin de garantir l’égalité entre les coûts et les recettes prévisibles.

(5)

En cas de non-disponibilité de données de comptage fiables, les deux droites passent par les coordonnées suivantes: g 1=0.1 pour 0 heures, g 2=0.65 pour 3000 heures, g 3=1 pour 8760 heures. Les composantes tarifaires qui en résultent sont alors adaptées afin de garantir que la condition d’égalité entre coûts et recettes prévisibles par niveau de tension soit garantie.

Art. 11. Structure tarifaire.

(1)

La structure de l’ensemble des tarifs régulés est transparente et non discriminatoire.

(2)

Les tarifs d’utilisation du réseau comprennent une composante puissance (C p en €/ kW) et une composante énergie (C e en cts/kWh) pour chaque niveau de tension, qui diffèrent en fonction de la durée d’utilisation annuelle des utilisateurs du réseau (Quotient entre la consommation annuelle (en kWh) et la puissance maximale (en kW)).

Pour une durée d’utilisation annuelle inférieure à 3000 heures:

Cp = TP * g1

Ce = TP * (g2-g1)/3000 * 100

Pour une durée d’utilisation annuelle supérieure à 3000 heures:

Cp = TP * (g3-8760*(g3-g2)/(8760-3000))

Ce = TP * (g3-g2)/(8760-3000) * 100

(3)

Pour l’application du présent règlement, les niveaux de tension sont fixés comme suit:

BT

MT

HT

THT

< 1 kV

1-35 kV

35-110 kV

> 110 kV

Les utilisateurs raccordés directement aux stations de transformation sont redevables du tarif d’utilisation du niveau de tension directement en amont augmenté d’une prime de puissance rémunérant l’utilisation du niveau de transformation auquel l’utilisateur est raccordé.

(4)

Les utilisateurs basse tension sans enregistrement de la courbe de charge sont facturés à l’aide d’une prime fixe et d’une composante énergie.

(5)

Sans préjudice du paragraphe 1 er du présent article, des mesures d’efficacité énergétique/gestion de la demande peuvent être intégrées dans la structure tarifaire. Une composante énergie spécifique pour utilisateurs basse tension disposant d’un chauffage électrique à accumulation est possible sous condition que la charge visée soit réellement interruptible par le gestionnaire de réseau et que son application soit limitée dans le temps afin d’inciter à des technologies de chauffage plus efficientes.

(6)

La composante puissance est appliquée à la puissance maximale quart-horaire enregistrée au point de fourniture de l’utilisateur du réseau au cours de l’année, pondérée par le nombre de mois que l’utilisateur a effectivement utilisé le réseau à ce point de fourniture. La composante énergie est appliquée au volume d’énergie consommé.

(7)

Les tarifs d’utilisation du réseau sont déterminés de façon à ce que les revenus prévisibles issus de l’application des tarifs d’utilisation du réseau égalisent les coûts prévisibles. Cette égalité est à vérifier pour chaque niveau de tension et le cas échéant pour chaque catégorie de clients au sein d’un même niveau de tension, tel que pour les clients avec et sans enregistrement de puissance. Les coûts alloués à chaque composante tarifaire sont déterminés de façon à éviter les discriminations entre utilisateurs d’un même niveau de tension ainsi que d’un niveau de tension à un autre.

(8)

Des tarifs d’utilisation du réseau communs pour plusieurs gestionnaires de réseau peuvent être envisagés pour autant que l’égalité des coûts et des recettes pour l’ensemble des gestionnaires impliqués soit garantie à chaque niveau de tension. De tels tarifs communs rendront nécessaire la mise en place d’un système de compensation adéquat et transparent afin de garantir pour chaque gestionnaire de réseau l’égalité de ses recettes et de ses coûts. La description du fonctionnement du système de compensation fait partie intégrante des tarifs à soumettre à la procédure d’acceptation en vertu du paragraphe 3 de l’article 20 de la Loi. La présence de tarifs communs ne dispense pas les gestionnaires de réseau concernés à soumettre individuellement le détail de leurs coûts conformément à la présente méthode de détermination des tarifs d’utilisation des réseaux.

(9)

Les tarifs de comptage correspondent à un tarif mensuel par type de dispositif de mesurage.

(10)

Les tarifs de raccordement sont déterminés conformément aux dispositions de l’article 5 (4) de la loi du 1er août 2007 relative à l’organisation des marchés de l’électricité.

Chapitre 5.

- Dispositions finales.

Art. 12.

(1)

Les méthodes définies par le présent règlement s’appliquent aux tarifs à entrer en vigueur à partir du 1 er janvier 2010.

(2)

L’expiration régulière des tarifs acceptés est le 31 décembre de chaque année.

La Direction

Le présent règlement a été approuvé par arrêté ministériel du 8 avril 2009.

Annexe 1: Détermination des indices d’actualisation

Les indices sont à utiliser pour actualiser les valeurs historiques des investissements, ou en cas d’indisponibilité de ces dernières, pour actualiser en arrière des valeurs standards actuelles. Ces indices sont trouvés en pondérant respectivement l’évolution des salaires, des prix à la construction et des prix des ouvrages électriques.

Les séries d’indice sont calculés et publiés annuellement par le régulateur en suivant la méthode suivante:

Si a < année de référence1

Indice TO (a) = R * Q(a) + S * V(a) + T * W(a)

avec:

a

Année

TO

Type de l’ouvrage suivant le Tableau 1.

R

Pondération R des coûts spécifiques au secteur telle qu’indiquée au Tableau 1.

S

Pondération S des salaires telle qu’indiquée au Tableau 1.

T

Pondération T des coûts de construction telle qu’indiquée au Tableau 1.

Q(a)

Q(a) = Q(a+1) * Taux de variation entre l’année a et l’année a+1 de l’indice de l’évolution des prix du type d’ouvrage électrique.

V(a)

V(a) = V(a+1) * Taux de variation entre l’année a et l’année a+1 de la valeur mensuelle actuelle d’un point indiciaire, adaptée à l’indice du coût de la vie.

W(a)

W(a) = W(a+1) * Taux de variation entre l’année a et l’année a+1 de l’indice de synthèse général des prix de la construction (Bâtiments résidentiels et mixtes – base 1970) série Statec C4501.

Si a = année de référence1

Indice (TO) (a) = Q(a) = V(a) = W(a) = 1

TO (Type de l’ouvrage)

R

S

T

Gebäude

Höchstspannung

50%

0%

50%

Transformator

Höchstspannung

80%

0%

20%

Schaltanlagen

Höchstspannung

80%

0%

20%

Freileitungen

Höchstspannung

80%

0%

20%

Kabel

Höchstspannung

80%

0%

20%

Gebäude

Hochspannung

50%

0%

50%

Transformator

Hochspannung

80%

0%

20%

Schaltanlagen

Hochspannung

80%

0%

20%

Freileitungen

Hochspannung

80%

0%

20%

Kabel

Hochspannung

80%

0%

20%

Gebäude

Mittelspannung

37.50%

12.50%

50%

Transformator

Mittelspannung

60%

20%

20%

Schaltanlagen

Mittelspannung

60%

20%

20%

Freileitungen

Mittelspannung

60%

20%

20%

Kabel

Mittelspannung

60%

20%

20%

Gebäude

Niederspannung

25%

25%

50%

Transformator

Niederspannung

40%

40%

20%

Schalt-/Verteilanlagen

Niederspannung

40%

40%

20%

Freileitungen

Niederspannung

40%

40%

20%

Kabel

Niederspannung

40%

40%

20%

Anschluss

Niederspannung

40%

40%

20%

Tableau 1 - Pondération


1

L’année de référence correspond à la dernière année révolue

Annexe 2: Durées d’utilisation usuelle

Abschreibungsdauern für bestehende Anlagen
(secteur électricité)

Spannungsebene

Anlagentyp

Jahre

Höchstspannung

Gebäude

40 - 50

Höchstspannung

Transformator

25 - 40

Höchstspannung

Schaltanlagen

25 - 40

Höchstspannung

Freileitungen

30 - 45

Höchstspannung

Kabel

30 - 45

Hochspannung

Gebäude

40 - 50

Hochspannung

Transformator

25 - 40

Hochspannung

Schaltanlagen

25 - 40

Hochspannung

Freileitungen

30 - 45

Hochspannung

Kabel

30 - 45

Mittelspannung

Gebäude

40 - 50

Mittelspannung

Transformator

25 - 40

Mittelspannung

Schaltanlagen

25 - 40

Mittelspannung

Freileitungen

30 - 45

Mittelspannung

Kabel

30 - 45

Niederspannung

Gebäude

40 - 50

Niederspannung

Transformator

25 - 40

Niederspannung

Schaltanlagen

25 - 40

Niederspannung

Freileitungen

30 - 45

Niederspannung

Kabel

30 - 45

Abschreibungsdauern für Neuanlagen
(secteur électricité)

Spannungsebene

Anlagentyp

Jahre

Höchstspannung

Gebäude

45

Höchstspannung

Transformator

35

Höchstspannung

Schaltanlagen

35

Höchstspannung

Freileitungen

40

Höchstspannung

Kabel

40

Hochspannung

Gebäude

45

Hochspannung

Transformator

35

Hochspannung

Schaltanlagen

35

Hochspannung

Freileitungen

40

Hochspannung

Kabel

40

Mittelspannung

Gebäude

45

Mittelspannung

Transformator

35

Mittelspannung

Schaltanlagen

35

Mittelspannung

Freileitungen

40

Mittelspannung

Kabel

40

Niederspannung

Gebäude

45

Niederspannung

Transformator

35

Niederspannung

Schaltanlagen

35

Niederspannung

Freileitungen

40

Niederspannung

Kabel

35

Annexe 3: Détermination des taux de rémunération des capitaux investis

Pour la détermination des taux de rémunération, l’Institut fait appel au modèle d’évaluation des actifs financiers (Medaf) communément utilisé en finance et dans le contexte des secteurs régulés en Europe.

Pour l’estimation des paramètres du coût moyen pondéré du capital (WACC ou Weighted Average Cost of Capital), l’Institut adopte une attitude à moyen terme à visibilité suffisante, qui a l’objectif d’être proche des marchés financiers tout en évitant une volatilité non souhaitée. L’optique moyen terme permet de fixer un taux de rémunération dont les paramètres pourraient être revus après une période de 3 ans à moins que l’évolution sur les marchés financiers rende une adaptation préalable indispensable.

Le WACC nominal avant impôts, à appliquer à la valeur résiduelle (nette) évaluée selon les coûts d’investissement historiques, est déterminé à travers la formule suivante:

W A C C n o m   p r e - t a x = g · R F R n o m + D P + 1 - g · R F R n o m   +   ß E   ·   E R P 1 - T = 8 . 50 %

Les paramètres retenus sont les suivants:

- RFRnom(Nominal Risk Free Rate): 4.50%
o Optique moyen terme (1-5 ans) sur base des taux d’intérêt à long terme publiés pour le Luxembourg par la Banque Centrale Européenne, et en tenant compte des tensions sur les marchésdes capitaux.
- DP (Debt Premium): 1.00%
o Optique moyen terme sur base d’un échantillon de comparaison, données Thomson financial, HSBC Bank plc
- T (Tax rate): 30.38%
o Taux d’impôt des sociétés au Luxembourg
- g (gearing): 0.50
o Structure de capital permettant des coûts de financement efficients dans l’intérêt des consommateurs tout en permettant au gestionnaire de réseau un large accès à des fonds de capitaux à coûts raisonnables.
- ERP (Equity Risk Premium): 4.60%.
o Sur base de l’étude Dimson, Staunton et Marsh, publication dans le Global Investment Returns Yearbook 2008, ABN-AMRO.
- ßE (Equity beta): 0.76
o A partir d’un beta des actifs de 0.45 déterminé sur base d’un échantillon d’entreprises de comparaison, transformé par la méthode de Modigliani-Miller, données Thomson financial.

En cas d’application de l’option de l’article 5 (3) du Règlement ILR, le coût réel des fonds propres (CFPreal pretax) et le coût nominal des fonds empruntés (CFEnom) se déduisent comme suit:

C F P r e a l   p r e t a x = R F R n o m   +   ß E   ·   E R P ( 1 - T ) ( 1 + i ) = 8 . 26 %

Avec i=3.0% Optique moyen terme sur base de l’indice des prix à la consommation harmonisé (IPCH)

CFEnom= RFRnom + DP = 5.50%


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