A N N E X E S
A N N E X E I
INDICATEURS DE SUIVI DE LA QUALITÉ DE SERVICE D'ERDF
1. Indicateurs de suivi de la qualité de service d'ERDF
donnant lieu à incitation financière
1.1. Nombre de réclamations sur rendez-vous
planifié non respecté par ERDF
Indicateur
Nombre de réclamations sur rendez-vous planifié non respecté par ERDF ayant donné lieu au versement d'une compensation financière (avec un détail par catégorie d'utilisateurs)
Suivi
Fréquence de calcul : trimestrielle
Fréquence de transmission à la CRE : trimestrielle
Fréquence de publication : trimestrielle
Objectif
100 % des rendez-vous non tenus du fait d'ERDF et signalés par les utilisateurs ou les tiers autorisés par ces utilisateurs, font l'objet d'une compensation financière
Incitation
Compensation financière versée par ERDF : montants identiques à ceux facturés par ERDF en cas de non exécution d'une intervention programmée du fait de l'utilisateur ou d'un tiers autorisé par cet utilisateur (absence au rendez-vous, etc.), pour chaque rendez-vous non tenu
Versement : directement aux utilisateurs qui en font la demande (ou aux tiers autorisés par ces utilisateurs si la demande a été réalisée par ces tiers)
1.2. Taux de réponse aux réclamations dans les trente jours
Indicateur
Nombre de réclamations des utilisateurs traitées dans les trente jours calendaires/nombre total de réclamations (hors réclamations ayant fait l'objet d'une demande d'indemnisation liée à la qualité sur les réseaux publics)
Suivi
Fréquence de calcul : mensuelle
Fréquence de transmission à la CRE : trimestrielle
Fréquence de publication : trimestrielle
Fréquence de calcul de l'incitation : annuelle (à compter de l'entrée en vigueur des tarifs)
Objectif
Objectif de base : 95 % des réclamations des utilisateurs (reçues soit directement, soit par l'intermédiaire des tiers autorisés par ces utilisateurs) traitées dans les trente jours calendaires (hors réclamation ayant fait l'objet d'une demande d'indemnisation liée à la qualité sur les réseaux publics)
Incitation
Malus : 100 000 € par point entier en dessous de l'objectif de base
Versement : au CRCP
 Nota. ― Les réclamations ayant fait l'objet d'une demande d'indemnisation liée à la qualité sur les réseaux publics ont été exclues de cet indicateur à la demande d'ERDF.
1.3. Nombre de propositions de raccordement non envoyées dans les délais
 Cet indicateur ainsi que les compensations financières associées concernent uniquement les raccordements dont la maîtrise d'ouvrage est intégralement assurée par ERDF.
Indicateur
Nombre de propositions de raccordement non envoyées dans le délai maximum résultant de la qualification de la demande, en conformité avec le barème d'ERDF de facturation des opérations de raccordement au réseau public de distribution d'électricité (avec un détail par catégorie de raccordements)
Suivi
Fréquence de calcul : trimestrielle
Fréquence de remontée à la CRE : trimestrielle
Fréquence de publication : trimestrielle
Objectif
100 % des dépassements de délais d'envoi des propositions de raccordement signalés par le demandeur de raccordement, ou par un tiers autorisé par lui, font l'objet d'une compensation financière
Incitation
Compensation financière versée par ERDF :
 30 € pour les demandeurs de raccordement individuel en BT ≤ 36 kVA
 100 € pour les demandeurs de raccordement individuel en BT > 36 kVA et les demandeurs de raccordement collectif en BT
 1 000 € pour les demandeurs de raccordement en HTA
Versement : au demandeur du raccordement (ou au tiers autorisé par lui si la demande de compensation financière a été réalisée par ce tiers)
1.4. Délai de transmission à RTE des courbes
de mesure demi-horaires de chaque responsable d'équilibre
Indicateur
Taux de respect du délai d'envoi à RTE des bilans globaux de consommation des responsables d'équilibre déclarés actifs (avec sites) sur le réseau d'ERDF pour la semaine S―2 en S et relatifs aux courbes de mesure (CdM) suivantes :
― CdM agrégée des consommations des sites à courbe de mesure télérelevée
― CdM agrégée des consommations des sites à index (profilée)
― CdM agrégée des productions des sites à courbe de mesure télérelevée
― CdM agrégée des productions de sites à index (profilée)
Suivi
Fréquence de calcul : trimestrielle
Fréquence de transmission à la CRE : trimestrielle
Fréquence de publication : trimestrielle
Fréquence de calcul de l'incitation : annuelle (à compter de l'entrée en vigueur des tarifs)
Objectif
Objectif de base : 90 %
Objectif cible : 96 %
Incitation
Malus : 50 000 € par point entier en dessous de l'objectif de base
Bonus : 50 000 € par point entier au-dessus de l'objectif cible
Versement : au CRCP
1.5. Taux de disponibilité du portail « Fournisseur »
Indicateur
Nombre d'heures de disponibilité (hors indisponibilités programmées)/nombre d'heures d'ouverture du portail SGE (les heures d'ouverture sont de 7 heures à 19 heures, du lundi au samedi, sauf jours fériés)
Suivi
Fréquence de calcul : hebdomadaire
Fréquence de transmission à la CRE : trimestrielle
Fréquence de publication : trimestrielle
Fréquence de calcul de l'incitation : hebdomadaire et annuelle (à compter de l'entrée en vigueur des tarifs)
Objectif
Objectif de base : 96 % par semaine
Objectif cible : 99 % par année
Incitation
Malus : 10 000 € par semaine en dessous de l'objectif de base
Bonus : 100 000 € par année au-dessus de l'objectif cible
Versement : au CRCP
2. Autres indicateurs de suivi de la qualité de service d'ERDF
2.1. Indicateurs relatifs aux interventions
LIBELLÉS DE L'INDICATEUR
CALCUL DE L'INDICATEUR
FRÉQUENCE DE TRANSMISSION
à la CRE
Délai de réalisation d'une mise en service (MES) sur installation existante
Taux de MES sur installation existante réalisées par tranche de délai et par catégorie de consommateurs
Mois
Délai de réalisation d'une résiliation
Taux de résiliations réalisées par tranche de délai et par catégorie de consommateurs
Mois
Délai de réalisation d'un changement de fournisseur
Taux de changements de fournisseur réalisés par tranche de délai et par catégorie de consommateurs
Mois
 Nota. ― Les systèmes d'information (SI) actuels d'ERDF ne permettent pas à l'opérateur de produire les indicateurs relatifs à la réalisation des prestations annexes sur le périmètre de l'ensemble des consommateurs. Ces indicateurs sont, en effet, calculés sur le seul périmètre des consommateurs gérés par les SI mis en place pour l'ouverture des marchés. Cet état de fait perdurera jusqu'à la complète séparation des SI d'ERDF et d'EDF.
2.2. Indicateurs relatifs à la relation avec les utilisateurs
LIBELLÉ DE L'INDICATEUR
CALCUL DE L'INDICATEUR
FRÉQUENCE DE TRANSMISSION
à la CRE
Nombre total de réclamations d'utilisateurs
Nombre de réclamations d'utilisateurs (reçues soit directement, soit par l'intermédiaire d'un tiers autorisé par l'utilisateur) par nature et par catégorie d'utilisateurs
Trimestre
Taux de réponse aux réclamations d'utilisateurs dans les trente jours (détaillés par nature et par catégorie d'utilisateurs)
Nombre de réclamations d'utilisateurs traitées dans les trente jours/nombre total de réclamations, par nature et par catégorie d'utilisateurs (cet indicateur est calculé hors réclamations ayant fait l'objet d'une demande d'indemnisation liée à la qualité sur les réseaux publics) 
Trimestre
2.3. Indicateurs relatifs à la relation avec les fournisseurs
LIBELLÉS DE L'INDICATEUR
CALCUL DE L'INDICATEUR
FRÉQUENCE DE TRANSMISSION
à la CRE
Taux d'accessibilité de la ligne téléphonique spécialisée fournisseurs
Nombre des appels servis sur la ligne « affaires urgentes » des accueils acheminement/nombre d'appels à traiter
Trimestre
2.4. Indicateurs relatifs à la relève et la facturation
LIBELLÉS DE L'INDICATEUR
CALCUL DE L'INDICATEUR
FRÉQUENCE DE TRANSMISSION
à la CRE
Taux de compteurs avec au minimum un relevé sur index réel dans l'année pour les consommateurs BT ≤ 36 kVA
Nombre de compteurs avec au minimum un relevé sur index réel dans l'année/nombre de compteurs à relever
Trimestre
Taux de relevés mensuels publiés sur index réel pour les consommateurs BT > 36 kVA et HTA en contrat unique
Nombre de relevés publiés sur index réel/nombre de relevés publiés
Mois
Taux de publication par SGE (*) des relevés et des factures, des consommateurs BT > 36 kVA et HTA en contrat unique, dans les délais
Nombre de données de relève et de facturation publiées dans les délais/nombre de points de relevés attendus
Mois
Taux d'absence au relevé trois fois et plus des consommateurs BT ≤ 36 kVA
Nombre de clients absents trois fois et plus lors du relevé/nombre de compteurs à relever
Trimestre

 (*) SGE : Système de gestion des échanges.
2.5. Indicateurs relatifs aux raccordements
 Ces indicateurs concernent uniquement les raccordements dont la maîtrise d'ouvrage est intégralement assurée par ERDF.
LIBELLÉS DE L'INDICATEUR
CALCUL DE L'INDICATEUR
FRÉQUENCE DE TRANSMISSION
à la CRE
Taux d'accessibilité téléphonique des Accueils Raccordement Electricité
Nombre d'appels téléphoniques pris/nombre d'appels reçus
Trimestre
Délai d'envoi de la proposition technique et financière de raccordement
Délai d'envoi de la proposition technique et financière de raccordement à partir de la qualification de la demande (avec un détail par catégorie de raccordements).
Trimestre
Taux de respect de la date convenue de mise en exploitation des ouvrages de raccordement
Nombre de raccordements mis en exploitation dans le délai convenu lors de la réception de l'accord sur la proposition technique et financière de raccordement (et, le cas échéant, l'ordre de service de la collectivité compétente en matière d'urbanisme)/nombre de raccordements mis en exploitation (avec un détail par catégorie de raccordements)
Trimestre
Délai de réalisation des travaux de raccordement
Délai entre la date de réception de l'accord sur la proposition technique et financière de raccordement (et, le cas échéant, l'ordre de service de la collectivité compétente en matière d'urbanisme) et la date réelle de mise en exploitation (avec un détail par catégorie de raccordements) :
― délai moyen pour les raccordements individuels BT ≤ 36 kVA sans extension ;
― taux de raccordement par tranche de délai dans les autres cas (avec un détail par catégorie de raccordements)
Trimestre
A N N E X E I I
RÈGLES TARIFAIRES POUR L'UTILISATION D'UN RÉSEAU PUBLIC D'ÉLECTRICITÉ
DANS LE DOMAINE DE TENSION HTA OU BT EN VIGUEUR DU 1er AOÛT 2013 AU 31 DÉCEMBRE 2013
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(x) réseau(x) public(s) par plusieurs alimentations, il convient contractuellement de la désignation de ses alimentations principales, complémentaires et de secours avec le(s) gestionnaire(s) du (des) réseau(x) public(s) au(x)quel(s) 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 en régime normal d'exploitation des ouvrages électriques de l'utilisateur. Le régime normal d'exploitation est convenu contractuellement entre l'utilisateur et le(s) gestionnaire(s) du (des) réseau(x) public(s) au(x)quel(s) 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 des réseaux publics 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(s) gestionnaire(s) du (des) réseau(x) public(s) au(x)quel(s) il(s) est (sont) connecté(s), compte tenu de la topologie des réseaux publics et quelles que soient les manœuvres d'exploitation auxquelles peuvent procéder leurs gestionnaires.
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 des réseaux publics 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(s) gestionnaire(s) du (des) réseau(x) public(s) au(x)quel(s) il(s) est (sont) connecté(s), compte tenu de la topologie des réseaux publics et quelles que soient les manœuvres d'exploitation auxquelles peuvent procéder leurs gestionnaires.
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.
 Un compteur évolué est un dispositif de comptage relié aux réseaux de télécommunication, paramétrable et consultable à distance à partir des systèmes d'information administrés par le gestionnaire de réseau public. La relève et le contrôle des flux au point de connexion de l'installation sont assurés de façon automatisée.
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
BT
Domaine basse tension
1 kV < Un ≤ 40 kV
HTA 1
Domaine HTA
Domaine haute tension
40 kV < Un ≤ 50 kV
HTA 2
50 kV < Un ≤ 130 kV
HTB 1
Domaine HTB
130 kV < Un ≤ 350 kV
HTB 2
350 kV < Un ≤ 500 kV
HTB 3
 Les tarifs applicables aux utilisateurs connectés aux réseaux publics en HTA 2 sont ceux du domaine de tension HTB 1. Dans l'ensemble des présentes règles, les tarifs applicables aux utilisateurs connectés aux réseaux publics en HTA 1 sont intitulés tarifs du domaine de tension HTA.
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'énergies 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, du câble de garde.
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 corresponde(nt) 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 aux réseaux publics en HTB ou en HTA, 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(s) gestionnaires du (des) réseau(x) public(s), ils sont reliés par des ouvrages électriques de cet utilisateur à la tension de connexion.
1.16. Profilage
 Système utilisé par les gestionnaires de réseaux publics pour calculer les consommations ou les productions, demi-heure par demi-heure, des utilisateurs pour lesquels la reconstitution des flux n'est pas réalisée à partir d'une courbe de mesure, en vue de la détermination des écarts de leurs responsables d'équilibre. Ce système est basé sur la détermination, pour des catégories d'utilisateurs, de la forme de leur consommation ou production (les profils).
1.17. Puissance active (P)
 La puissance active P désigne, en un point quelconque du réseau électrique, le flux d'énergie moyen en régime établi.
1.18. Puissance apparente (S)
 La puissance apparente S représente l'amplitude du signal de puissance instantanée en un point quelconque du réseau électrique.
1.19. Puissance réactive (Q) et énergie réactive
 La puissance réactive Q est égale à la puissance active que multiplie le rapport tg w.
 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.
1.20. Rapport tangente phi (tg w)
 Le rapport tangente phi (tg w) mesure, en un point quelconque du réseau électrique, le déphasage des signaux de tension et d'intensité. Le rapport tg w constitue un paramètre important de la conduite et de la sûreté du réseau électrique.
1.21. Soutirage de puissance active
 Transit d'énergie électrique active par le point de connexion destiné à desservir l'utilisateur du réseau public d'électricité.
1.22. Utilisateur
 Un utilisateur d'un réseau public de transport ou de distribution est toute personne physique ou tout établissement d'une personne morale, notamment gestionnaires de réseaux publics, alimentant directement ce réseau public ou directement desservi par ce réseau.
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 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 n° 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, de profilage 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 ;
 ― la part des coûts de branchement et 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 12 ci-après.
 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 puissance de soutirage souscrite est définie au début d'une période de douze mois consécutifs pour l'ensemble de cette période. 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.
 Lorsqu'un utilisateur est raccordé au réseau public d'électricité pour une durée inférieure à un an, la part fixe des tarifs d'utilisation des réseaux publics d'électricité définis aux sections 3 à 12 ci-après est calculée au pro rata temporis avec un pas mensuel sans que le montant facturé puisse être inférieur à 1/12ème de la part fixe considérée.
3. Composante annuelle de gestion (CG)
 La composante annuelle de gestion du contrat d'accès aux réseaux couvre les coûts de la gestion des dossiers des utilisateurs, l'accueil physique et téléphonique des utilisateurs, la facturation et le recouvrement. Son montant est fonction des conditions d'établissement de ce contrat par le gestionnaire de réseau public concerné soit directement avec un utilisateur de ce réseau, soit avec le fournisseur exclusif du site d'un utilisateur de ce réseau en application de l'article L. 111-92 du code de l'énergie.
 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 n° 2000-108 du 10 février 2000 modifiée.
 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
HTA
698,16
67,44
BT > 36 kVA
336,84
54,00
BT ≤  36 kVA
33,60
8,64
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, d'entretien et d'application des profils aux utilisateurs équipés de compteurs sans enregistrement de la courbe de mesure.
 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 et pour chaque contrat d'accès selon les tableaux 2.1 et 2.2 ci-dessous en fonction du régime de propriété du dispositif de comptage.
 En l'absence de dispositifs de comptage, les gestionnaires de réseaux publics peuvent prévoir des modalités transparentes et non discriminatoires d'estimation des flux d'énergie injectés ou soutirés et des puissances souscrites, selon des règles publiées dans leur documentation technique de référence. Dans ce cas, la composante annuelle de comptage est égale à 1,20 €/an.
4.1. Dispositifs de comptage propriété des gestionnaires de réseaux publics
ou des autorités organisatrices de la distribution publique d'électricité
 La composante annuelle de comptage facturée aux utilisateurs dont le dispositif de comptage est la propriété des gestionnaires de réseaux publics, ou des autorités organisatrices de la distribution publique, 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
HTA
―
Mensuelle
Dépassement
Courbe de mesure
1 179,84
Index
501,36
BT
―
Mensuelle
Dépassement
Courbe de mesure
1 179,84
P > 36 kVA
Mensuelle
Dépassement
Index
389,04
Disjoncteur
309,84
18 kVA < P ≤  36 kVA
Semestrielle
Disjoncteur
Index
22,08
P ≤  18 kVA
Semestrielle
Disjoncteur
Index
18,36
P ≤  36 kVA
Bimestrielle
Compteur évolué
Index
18,36
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
HTA
―
Mensuelle
Dépassement
Courbe de mesure
552,60
Index
151,56
BT
―
Mensuelle
Dépassement
Courbe de mesure
552,60
P > 36 kVA
Mensuelle
Dépassement
Index
138,84
Disjoncteur
144,84
18 kVA < P ≤  36 kVA
Semestrielle
Disjoncteur
Index
8,88
P ≤ 18 kVA
Semestrielle
Disjoncteur
Index
8,88
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
HTA
0
BT
0
6. Composantes annuelles des soutirages (CS) et composantes mensuelles
des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) au domaine de tension HTA
 Pour l'établissement de leur composante annuelle des soutirages au domaine de tension HTA, les utilisateurs choisissent, pour chaque point de connexion et pour l'intégralité d'une période de douze mois consécutifs, un des trois tarifs suivants :
 ― tarif optionnel sans différenciation temporelle ;
 ― tarif optionnel avec différenciation temporelle à 5 classes ;
 ― tarif optionnel avec différenciation temporelle à 8 classes.
6.1. Tarif optionnel sans différenciation temporelle
 Les utilisateurs choisissent, par multiples de 1 kW, une puissance souscrite PSouscrite pour chacun des points de connexion au domaine de tension HTA pour lesquels ils ont choisi ce tarif.
 En chacun de ces points de connexion, la composante annuelle des soutirages est établie selon la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

 Le taux d'utilisation  est calculé à partir de l'énergie active soutirée pendant la période de douze mois ESoutirée en kWh, de la puissance souscrite PSouscrite en kW et de la durée de l'année considérée D en heures selon la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

 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
HTA
21,84
83,99
0,800
6.2. Tarifs optionnels avec différenciation temporelle
 Pour chacun de leurs points de connexion au domaine de tension HTA pour lesquels ils ont choisi un tel tarif et pour chacune des n classes temporelles qu'il comporte, les utilisateurs choisissent, 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 :
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

 Ei désigne l'énergie active soutirée pendant la ieme classe temporelle, exprimée en kWh.
 PSouscrite pondérée désigne la puissance souscrite pondérée, calculée selon la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

6.2.1. Tarif HTA optionnel avec différenciation temporelle à 5 classes
 Pour le tarif HTA à 5 classes temporelles (n = 5), les coefficients a2, di et ki employés sont ceux des tableaux 5.1 et 5.2 ci-dessous :
Tableau 5.1
a2 (€/kW/an)
12,84
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)
d1 = 7,19
d2 = 3,01
d3 = 1,61
d4 = 0,97
d5 = 0,74
Coefficient pondérateur de puissance
k1 = 100 %
k2 = 88 %
k3 = 62 %
k4 = 52 %
k5 = 42 %
 Les classes temporelles sont fixées localement par le gestionnaire de réseau public en fonction des conditions d'exploitation des réseaux publics. Elles sont communiquées à toute personne en faisant la demande et publiées sur le site internet du gestionnaire de réseau public ou, à défaut d'un tel site, par tout autre moyen approprié. 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, à raison de deux heures le matin dans la plage de 8 heures à 12 heures et de deux heures de soir dans la plage de 17 heures à 21 heures. Les dimanches sont entièrement en heures creuses. Les autres jours comprennent huit heures creuses à fixer dans la plage de 21 heures 30 à 7 heures 30.
6.2.2. Tarif HTA optionnel avec différenciation temporelle à 8 classes
 Pour le tarif HTA à 8 classes temporelles (n = 8), les coefficients a2, di et ki employés sont ceux des tableaux 6.1 et 6.2 ci-dessous :
Tableau 6.1
a2 (€/kW/an)
12,84
Tableau 6.2
HEURES
de pointe
(i = 1)
HEURES
pleines d'hiver
(i = 2)
HEURES
pleines mars
et novembre
(i = 3)
Heures
creuses d'hiver
(i = 4)
HEURES
creuses mars
et novembre
(i = 5)
HEURES
pleines d'été
(i = 6)
HEURES
Creuses d'été
(i = 7)
JUILLET-
Août
(i = 8)
Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)
d1 = 7,40
d2 = 3,53
d3 = 2,47
d4 = 1,93
d5 = 1,56
d6 = 1,02
d7 = 0,79
d8 = 0,67
Coefficient pondérateur de puissance
k1 = 100 %
k2 = 89 %
k3 = 75 %
k4 = 66 %
k5 = 56 %
k6 = 36 %
k7 = 24 %
k8 = 17 %
 Les classes temporelles sont fixées localement par le gestionnaire de réseau public en fonction des conditions d'exploitation des réseaux publics. Elles sont communiquées à toute personne en faisant la demande et publiées sur le site internet du gestionnaire de réseau public ou, à défaut d'un tel site, par tout autre moyen approprié. L'hiver inclut les mois de décembre, janvier et février. L'été inclut les mois d'avril, mai, juin, septembre et octobre. Les heures de pointe sont fixées, de décembre à février inclus, à raison de deux heures le matin dans la plage de 8 heures à 12 heures et de deux heures le soir dans la plage de 17 heures à 21 heures. Les samedis, dimanches et jours fériés sont entièrement en heures creuses. Les autres jours comprennent six heures creuses à fixer dans la plage de 23 h 30 à 7 h 30.
6.3. Composante mensuelle des dépassements de puissance souscrite (CMDPS)
6.3.1. Tarif HTA avec compteurs mesurant les dépassements
par période d'intégration de dix minutes
 Pour les utilisateurs auxquels est appliqué un tarif sans différenciation temporelle et dont un point de connexion est équipé d'un compteur mesurant les dépassements de puissance active par rapport à la puissance souscrite par période d'intégration de dix minutes, les composantes mensuelles de dépassement de puissance souscrite relatives à ce point sont établies chaque mois selon les modalités ci-après :
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

 Pour les utilisateurs auxquels est appliqué un tarif avec différenciation temporelle et dont un point de connexion est équipé d'un compteur mesurant les dépassements de puissance active par rapport à la puissance souscrite par période d'intégration de dix minutes, les composantes mensuelles de dépassement de puissance souscrite relatives à ce point sont établies chaque mois pour chacune des classes temporelles du mois considéré, selon les modalités ci-après :
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

 Les dépassements de puissance par rapport à la puissance souscrite ΔP sont calculés par période d'intégration de 10 minutes. Les coefficients a2 et ki employés sont ceux des sections 6.1 et 6.2, selon l'option choisie.
6.3.2. Tarifs HTA avec compteur avec indicateur de puissance maximale
 Pour les utilisateurs auxquels est appliqué un tarif sans différenciation temporelle et dont un point de connexion est équipé d'un comptage avec indicateur de puissance maximale ou avec enregistreur de puissance, les composantes mensuelles de dépassement de puissance souscrite relatives à ce point sont établies chaque mois à partir de ΔPmax, différence entre la puissance maximale atteinte au cours du mois et la puissance souscrite, selon les modalités ci-après :
CMDPS = 0,7.a2.ΔPmax
 Pour les utilisateurs auxquels est appliqué un tarif avec différenciation temporelle et dont un point de connexion est équipé d'un comptage avec indicateur de puissance maximale ou avec enregistreur de puissance, les composantes mensuelles de dépassement de puissance souscrite relatives à ce point sont établies chaque mois à partir des ΔP(max)i, différences, pour chaque classe temporelle, entre la puissance maximale atteinte au cours du mois pendant la classe temporelle considérée et la puissance souscrite pendant la classe temporelle considérée, selon les modalités ci-après :
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

 Les coefficients a2 et ki employés sont ceux des sections 6.1 et 6.2, selon l'option choisie.
7. Composantes annuelles des soutirages (CS) et composantes mensuelles
des dépassements de puissance souscrite (CMDPS) au domaine de tension BT
7.1. Composantes annuelles des soutirages et composantes mensuelles
des dépassements de puissance souscrite au domaine de tension BT au-dessus de 36 kVA
 Pour l'établissement de leur composante annuelle des soutirages au domaine de tension BT strictement supérieur à 36 kVA, les utilisateurs choisissent pour l'intégralité d'une période de douze mois consécutifs un des deux tarifs avec différenciation temporelle suivants : moyenne utilisation et longue utilisation.
 Pour chacune des classes temporelles définies à la section 7.1.1 et à la section 7.1.2, et pour chacun de leurs points de connexion aux domaines de tension BT strictement supérieur à 36 kVA, les utilisateurs choisissent, par multiples de 1 kVA, une puissance souscrite apparente Si où i désigne la classe temporelle.
 Lorsque le contrôle des dépassements est effectué sur la puissance souscrite active, celle-ci est égale à la puissance souscrite apparente multipliée par 0,93.
 Lorsque le contrôle des dépassements de la puissance souscrite apparente est assuré par un disjoncteur à l'interface avec le réseau public, la puissance souscrite apparente est égale à la puissance de réglage de l'équipement de surveillance qui commande le disjoncteur.
 En outre, quel que soit i, les puissances souscrites apparentes doivent être telles que Si + 1 ≥ Si. En chacun de ces points de connexion, la composante annuelle des soutirages est établie selon la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

 Ei désigne l'énergie active soutirée pendant la ie classe temporelle, exprimée en kWh.
 SSouscrite pondérée désigne la puissance souscrite apparente pondérée, calculée selon la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

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7.1.1. Tarif BT > 36 kVA longue utilisation
 Pour le tarif BT > 36 kVA longue utilisation à 5 classes temporelles (n = 5), deux puissances souscrites apparentes au plus peuvent être appliquées à un même utilisateur. Les coefficients a2, ki et di employés sont ceux des tableaux 7.1 et 7.2 ci-dessous :
Tableau 7.1
a2 (€/kVA/an)
22,80
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)
d1 = 3,74
d2 = 3,74
d3 = 2,58
d4 = 1,30
d5 = 1,09
Coefficient pondérateur de puissance
k1 = 100 %
k2 = 71 %
k3 = 61 %
k4 = 50 %
k5 = 50 %
 Les classes temporelles sont fixées localement par le gestionnaire de réseau public en fonction des conditions d'exploitation des réseaux publics. Elles sont communiquées à toute personne en faisant la demande et publiées sur le site internet du gestionnaire de réseau public ou, à défaut d'un tel site, par tout autre moyen approprié. 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, à raison de deux heures le matin dans la plage de 8 heures à 12 heures et de deux heures le soir dans la plage de 17 heures à 21 heures. Tous les jours comprennent huit heures creuses consécutives ou fractionnées en deux périodes comprises dans les plages de 12 heures à 16 heures et de 21 heures 30 à 7 heures 30.
7.1.2. Tarif BT > 36 kVA moyenne utilisation
 Pour le tarif BT > 36 kVA moyenne utilisation à 4 classes temporelles (n = 4), les puissances souscrites apparentes doivent être telles que S1 = S2 = S3 = S4. Les coefficients a2 et di employés sont ceux des tableaux 8.1 et 8.2 ci-dessous :
Tableau 8.1
a2 (€/kVA/an)
13,20
Tableau 8.2
HEURES
pleines d'hiver
(i = 1)
HEURES
creuses d'hiver
(i = 2)
HEURES
pleines d'été
(i = 3)
HEURES
creuses d'été
(i = 4)
Coefficient pondérateur de l'énergie (c€/kWh)
d1 = 4,63
d2 = 3,15
d3 = 1,29
d4 = 1,09
 Les classes temporelles sont fixées localement par le gestionnaire de réseau public en fonction des conditions d'exploitation des réseaux publics. Elles sont communiquées à toute personne en faisant la demande et publiées sur le site internet du gestionnaire de réseau public ou, à défaut d'un tel site, par tout autre moyen approprié. L'hiver inclut les mois de novembre à mars. L'été inclut les mois d'avril à octobre. Tous les jours comprennent huit heures creuses consécutives ou fractionnées en deux périodes comprises dans les plages de 12 heures à 16 heures et de 21 h 30 à 7 h 30.
7.1.3. Composante mensuelle des dépassements de puissance souscrite (CMDPS)
Tarif BT > 36 kVA avec compteur à dépassement de puissance active
 Pour les utilisateurs BT au-dessus de 36 kVA ayant choisi le tarif longue utilisation et dont un point de connexion est équipé d'un compteur mesurant les dépassements de puissance active par rapport à la puissance souscrite active par période d'intégration de dix minutes, les composantes mensuelles de dépassement de puissance souscrite relatives à ce point sont établies chaque mois pour chacune des classes temporelles du mois considéré, selon les modalités ci-après :
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

 Les dépassements de puissance par rapport à la puissance souscrite ΔP sont calculés par période d'intégration de dix minutes. Les coefficients a2 et ki employés sont ceux de la section 7.1.1.
 Pour les utilisateurs BT au-dessus de 36 kVA ayant choisi le tarif moyenne utilisation et dont un point de connexion est équipé d'un compteur mesurant les dépassements de puissance active par rapport à la puissance souscrite par période d'intégration de dix minutes, les composantes mensuelles de dépassement de puissance souscrite relatives à ce point sont établies chaque mois pour chacune des classes temporelles du mois considéré, selon les modalités ci-après :
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

 Les dépassements de puissance, ΔP, par rapport à la puissance souscrite au moment du dépassement sont calculés par période d'intégration de dix minutes. Le coefficient a2 employé est celui de la section 7.1.2.
Tarif BT > 36 kVA avec compteur à dépassement de puissance apparente
 Pour les utilisateurs BT au-dessus de 36 kVA dont un point de connexion est équipé de compteurs mesurant les dépassements, ΔS, entre la puissance apparente observée toutes les minutes en moyenne quadratique glissante et la puissance souscrite, les composantes mensuelles de dépassement de puissance apparente souscrite relative à ce point sont établies chaque mois, pour chacune des classes temporelles du mois considéré sur la base de la durée de dépassement h (en heures) et selon la formule ci-après :
CMDPS = 11,11.h
7.2. Composante annuelle des soutirages au domaine de tension BT jusqu'à 36 kVA inclus
 Pour l'établissement de la composante annuelle de leurs soutirages au domaine de tension BT jusqu'à la puissance souscrite de 36 kVA incluse, les utilisateurs choisissent, pour l'intégralité d'une période de douze mois consécutifs, un des quatre tarifs suivants :
 ― courte utilisation ;
 ― moyenne utilisation ;
 ― moyenne utilisation avec différenciation temporelle ;
 ― longue utilisation.
 Pour le tarif de leur choix, ils définissent une puissance souscrite, PSouscrite, par multiples de 1 kVA.
 Lorsque le contrôle des dépassements de la puissance souscrite est assuré par un disjoncteur à l'interface avec le réseau public, la puissance souscrite est égale à la puissance de réglage de l'équipement de surveillance qui commande le disjoncteur.
 En chacun des points de connexion au domaine de tension BT jusqu'à la puissance souscrite de 36 kVA incluse, la composante annuelle des soutirages est établie selon la formule suivante :
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

 Ei désigne l'énergie soutirée pendant la ième classe temporelle, exprimée en kWh et PSouscrite désigne la puissance souscrite égale à la puissance de réglage de l'équipement de surveillance qui commande le disjoncteur.
7.2.1. Tarif BT ≤ 36 kVA courte utilisation
 Pour le tarif courte utilisation, n = 1 et les coefficients a2 et d1 employés sont ceux du tableau 9 ci-dessous :
Tableau 9
PUISSANCE SOUSCRITE (P)
a2
(€/kVA/an)
d1
(c€/kWh)
P ≤ 9 kVA
3,48
3,43
9 kVA < P ≤ 18 kVA
6,24
3,25
18 kVA < P
12,36
2,89
7.2.2. Tarif BT ≤ 36 kVA moyenne utilisation
 Pour le tarif moyenne utilisation, n = 1 et les coefficients a2 et d1 employés sont ceux du tableau 10 ci-dessous :
Tableau 10
PUISSANCE SOUSCRITE (P)
a2
(€/kVA/an)
d1
(c€/kWh)
P ≤ 9 kVA
4,80
3,24
9 kVA < P ≤ 18 kVA
9,00
2,95
18 kVA < P
19,80
2,32
7.2.3. Tarif BT ≤ 36 kVA moyenne utilisation avec différenciation temporelle
 Pour le tarif moyenne utilisation avec différenciation temporelle, n = 2 et les coefficients a2, d1 et d2 employés sont ceux du tableau 11 ci-dessous :
Tableau 11
PUISSANCE SOUSCRITE (P)
a2
(€/kVA/an)
d1
Heures pleines
(c€/kWh)
d2
Heures creuses
(c€/kWh)
P ≤ 9 kVA
4,80
3,62
2,25
9 kVA < P ≤ 18 kVA
9,00
3,25
2,02
18 kVA < P
19,80
2,51
1,57
 Les classes temporelles sont fixées localement par le gestionnaire de réseau public en fonction des conditions d'exploitation des réseaux publics. Elles sont communiquées à toute personne en faisant la demande et publiées sur le site internet du gestionnaire de réseau public ou, à défaut d'un tel site, par tout autre moyen approprié. Les heures creuses sont au nombre de huit par jour, sont éventuellement non contiguës et doivent être fixées dans les plages de 12 heures à 17 heures et de 20 heures à 8 heures.
7.2.4. Tarif BT ≤ 36 kVA longue utilisation
 Pour l'application du tarif longue utilisation, en l'absence de dispositifs de comptage, les gestionnaires de réseaux publics peuvent prévoir des modalités transparentes et non discriminatoires d'estimation des flux d'énergie soutirés et des puissances souscrites.
 Le pas de souscription de puissance est de 0,1 kVA, n = 1 et les coefficients a2 et d1 employés sont ceux du tableau 12 ci-dessous :
Tableau 12
a2
(€/kVA/an)
d1
(c€/kWh)
Longue utilisation
56,28
1,10
8. 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.
8.1. 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)
HTA
3 050
Liaisons aériennes : 832
Liaisons souterraines : 1 248
8.2. 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
HTA
5,95
BT
6,20
 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.
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)
HTB 2
HTA
7,72
1,66
HTB 1
HTA
2,69
1,66
HTA
BT
―
―
9. 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 HTA 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 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 des gestionnaires de réseaux publics.
 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 = l.k.PSouscrite regroupée
 Le coefficient k est défini par le tableau 16 suivant :
Tableau 16
DOMAINE DE TENSION
k
(€/kW/km/an)
HTA
Liaisons aériennes : 0,47
Liaisons souterraines : 0,67
10. Dispositions spécifiques relatives aux composantes annuelles des soutirages (CS)
des gestionnaires de réseaux publics de distribution
10.1. 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 du 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 PSouscite.
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)
BT
HTA
7,72
 Cette faculté peut être combinée avec celle de procéder au regroupement tarifaire, selon les modalités de la section 9. 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.
10.2. 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 :
 l1, la longueur de réseau exploité au domaine de tension N par le gestionnaire de réseau public de distribution ;
 l2, la plus petite longueur de réseau exploité au domaine de tension N par le gestionnaire du réseau public auquel il est connecté qui relie son point de connexion à un transformateur de tension de ce gestionnaire ;
 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 10.1.
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

10.3. 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.
11. 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 HTA 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 6.3.
Vous pouvez consulter le tableau dans le 

JOn° 175 du 30/07/2013 texte numéro 71

 Les dépassements de puissance par rapport à la puissance souscrite ΔP sont calculés par période d'intégration de dix minutes. Le facteur k applicable est défini dans le tableau 18 ci-dessous :
Tableau 18
DOMAINE DE TENSION
k
(c€/kW)
HTA
0,363
 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.
12. Composante annuelle de l'énergie réactive (CER)
 En l'absence de dispositifs de comptages 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 12.1 et 12.2 ne s'appliquent pas aux points de connexion situés à l'interface entre deux réseaux publics d'électricité.
12.1. 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 wmax 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 wmax défini dans le tableau 19 ci-dessous, pendant les heures de pointe et les heures pleines d'hiver ainsi que les heures pleines de novembre et mars des options à 8 classes temporelles ;
 ― sans limitation en dehors de ces périodes.
 Pendant les périodes soumises à limitation, l'énergie réactive absorbée dans les domaines de tension HTA et BT au-dessus de 36 kVA au-delà du rapport tg wmax est facturée selon le tableau 19 ci-dessous :
Tableau 19
DOMAINE DE TENSION
RAPPORT tg wmax
c€/kvar.h
HTA
0,4
1,77
BT > 36 kVA
0,4
1,86
12.2. Flux d'injection
 Lorsque les flux physiques d'énergie active en un point de connexion sont des flux d'injection et que l'installation n'est pas régulée en tension, l'utilisateur s'engage, d'une part, à ne pas absorber de puissance réactive dans le domaine de tension BT et, d'autre part, à fournir ou à absorber dans le domaine de tension HTA une quantité de puissance réactive déterminée par le gestionnaire du réseau public et fixée en fonction de la puissance active livrée au gestionnaire du réseau public, selon les règles publiées dans la documentation technique de référence du gestionnaire de réseau public de distribution.
 Dans le domaine de tension BT, pour les installations de puissance supérieure à 36 kVA, l'énergie réactive absorbée est facturée selon le tableau 20 ci-dessous.
 Dans le domaine de tension HTA, l'énergie réactive fournie ou absorbée au-delà du rapport tg wmax ou en deçà du rapport tg wmin est facturée selon le tableau 20 ci-dessous.
 Cependant, en dessous d'un seuil de faible production mensuel, est facturée selon le tableau 20 ci-dessous l'énergie réactive fournie ou absorbée en deçà du rapport tg wmin ou au-delà d'un seuil de réactif mensuel.
 Le gestionnaire de réseau public de distribution fixe le seuil de faible production et le seuil de réactif mensuel. Il détermine les valeurs tg wmax et tg wmin des seuils du rapport tg w par plage horaire.
Tableau 20
DOMAINE DE TENSION
c€/kvar.h
HTA
1,77
BT > 36 kVA
1,86
 Lorsque l'installation est régulée en tension et que l'utilisateur ne bénéficie pas d'un contrat tel que prévu à l'article L. 321-12 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 21 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 21
DOMAINE DE TENSION
c€/kvar.h
HTA
1,77
12.3. 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 de transport ou, en son absence parmi les contractants, du gestionnaire injecteur.
 L'énergie réactive fournie au-delà du rapport tg wmax ou absorbée en deçà du rapport tg wmin est facturée par point de connexion selon le tableau 22 ci-dessous.
 Les valeurs tg max et tg min des seuils du rapport tg w par point de connexion sont convenues contractuellement par plage horaire entre gestionnaires de réseaux publics. Le terme contractualisé tg max est inférieur à 0,4 et tient compte, par défaut, des valeurs historiques du rapport tg w constatées.
Tableau 22
DOMAINE DE TENSION
c€/kvar.h
HTA
1,77
 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 28 mai 2013.
Pour la Commission de régulation de l'énergie :
Le président,
P. de Ladoucette