LU
Institut Luxembourgeois de Régulation.
Table des dispositions (24)
Texte législatif (24 Articles)
24 avril 2009
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.
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.
Le présent règlement fixe, en application de l’article 29 de la loi du 1er août 2007 relative à l’organisation
du marché du gaz naturel (ci-après «la Loi»), les méthodes de détermination des tarifs d’utilisation des réseaux de
transport, de distribution, et des services accessoires à l’utilisation des réseaux fournis par le gestionnaire de réseau, y
compris le comptage du gaz naturel.
Chapitre 2. – Principes de la détermination des tarifs.
(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.
(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 différentes activités 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
de gaz naturel, 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.
Chapitre 3. – Détermination des coûts du réseau.
(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.
(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 41 (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 de gaz naturel.
(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.
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
1er 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.
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
1er 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 sont 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.
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 1er 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.
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 1er 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.
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 black-
start, 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.
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 relatifs aux prestations achetées auprès des gestionnaires de réseaux en amont, nécessaires à la
sécurité d’approvisionnement.
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.
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 que le comptage et le raccordement.
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.
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 3 ans.
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.
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.
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: g1=0.1 pour 0 heures, g2=0.65 pour 3000 heures, g3=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.
Structure tarifaire.
(1) La structure de l’ensemble des tarifs régulés est transparente et non discriminatoire.
(2) 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. Les coûts alloués à chaque composante tarifaire sont
déterminés de façon à éviter les discriminations entre utilisateurs du réseau.
(3) Le tarif d’utilisation du réseau de transport s’obtient par le quotient entre les coûts prévisibles et la somme
prévisible des capacités souscrites par les différents expéditeurs transport au point de fourniture industriel et au point
de fourniture distribution. Ce tarif unitaire est alors appliqué aux capacités réservées sur le réseau de transport.
(4) Les tarifs d’utilisation des réseaux de distribution comprennent une composante capacité et une composante
volume, qui peuvent différer en fonction du débit horaire maximal et du niveau de la consommation au point de
comptage de l’utilisateur. La composante capacité est appliquée au débit horaire maximal enregistré au point de
comptage au cours de l’année. Pour les utilisateurs sans enregistrement de la courbe de charge, la composante capacité
est appliquée au débit horaire maximal issu de l’application d’un profil standard, ou au débit horaire maximal autorisé.
Pour les utilisateurs sans enregistrement de la courbe de charge, et à consommation annuelle en dessous d’un seuil
spécifique, la composante volume peut être conçue de façon à ce qu’une composante capacité n’est pas due. La
composante volume est appliquée au volume de gaz naturel consommé.
(5) Les tarifs de comptage correspondent à un tarif mensuel par type de dispositif de mesurage.
(6) Les tarifs de raccordement correspondent à une participation unique aux frais de réalisation du raccordement à
diamètre standard. Les tarifs de raccordement à diamètres non standards sont déterminés sur base d’un devis individuel
précis et détaillé.
Chapitre 5. – Dispositions finales.
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 (Cp en €/kW) et une composante énergie
(Ce 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
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 1er 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.
BT
MT
HT
THT
< 1 kV
1-35 kV
35-110 kV
> 110 kV
(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.
(1) Les méthodes définies par le présent règlement s’appliquent aux tarifs à entrer en vigueur à partir du
1er 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 gaziers.
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 de gaz naturel.
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
Tableau 1 - Pondération
1 L’année de référence correspond à la dernière année révolue
Annexe 2: Durées d’utilisation usuelle
Abschreibungsdauern für Neu-Anlagen
(secteur gaz naturel)
Haute Pression
Anlagengruppe
Anlagentyp
Jahre
Betriebsgebäude
Netzstationen
HD-Rohrnetz
Abschreibungsdauern für bestehende Anlagen
(secteur gaz naturel)
Haute Pression
Anlagengruppe
Jahre
Betriebsgebäude
40 - 50
Netzstationen
40 - 50
HD-Rohrnetz
40 - 50
Moyenne / Basse Pression
Anlagengruppe
Anlagentyp
Jahre
Betriebsgebäude
40 - 50
Messeinrichtungen
8 - 16
Netzstationen
20 - 30
MD / ND-Rohrnetz
40 - 50
MD / ND-Rohrnetz Erstverlegung in
bestehenden, versiegelten
öffentlichen Flächen
15 - 25
TO (Type de l’ouvrage)
R
S
T
Betriebsgebäude
Allgemeiner Bereich
50%
0%
50%
Messeinrichtungen
Messen/Verrechnung
80%
20%
0%
Netzstationen
Mitteldrucknetz
60%
20%
20%
MD-Rohrnetz
Mitteldrucknetz
60%
20%
20%
ND-Rohrnetz
Niederdrucknetz
40%
40%
20%
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
RFRnom + ßE · ERP
WACCnom pre-tax = g · (RFRnom + DP) + (1 – g) · ––––––––––––––– = 8.50%
1 – T
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 marchés des 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
RFRnom + ßE · ERP
CFPreal pretax = –––––––––––––– = 8.26%
(1–T)(1+i)
Avec i=3.0% Optique moyen terme sur base de l’indice des prix à la consommation harmonisé (IPCH)
CFEnom = RFRnom + DP = 5.50%
Abschreibungsdauern für Neu-Anlagen
(secteur gaz naturel)
Moyenne / Basse Pression
Anlagengruppe
Anlagentyp
Jahre
Betriebsgebäude
Messeinrichtungen
Netzstationen
MD / ND-Rohrnetz
MD / ND-Rohrnetz Erstverlegung in
bestehenden, versiegelten
öffentlichen Flächen
Editeur
Service Central de Législation, 43, boulevard F.-D. Roosevelt, L-2450 Luxembourg
Imprimeur: Association momentanée Imprimerie Centrale / Victor Buck
(1) Les méthodes définies par le présent règlement s’appliquent aux tarifs à entrer en vigueur à partir du
1er 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
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
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%
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
RFRnom + ßE · ERP
WACCnom pre-tax = g · (RFRnom + DP) + (1 – g) · ––––––––––––––– = 8.50%
1 – T
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 marchés des 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
Abschreibungsdauern für Neuanlagen
(secteur électricité)
Spannungsebene
Anlagentyp
Jahre
Höchstspannung
Gebäude
Höchstspannung
Transformator
Höchstspannung
Schaltanlagen
Höchstspannung
Freileitungen
Höchstspannung
Kabel
Hochspannung
Gebäude
Hochspannung
Transformator
Hochspannung
Schaltanlagen
Hochspannung
Freileitungen
Hochspannung
Kabel
Mittelspannung
Gebäude
Mittelspannung
Transformator
Mittelspannung
Schaltanlagen
Mittelspannung
Freileitungen
Mittelspannung
Kabel
Niederspannung
Gebäude
Niederspannung
Transformator
Niederspannung
Schaltanlagen
Niederspannung
Freileitungen
Niederspannung
Kabel
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
RFRnom + ßE · ERP
CFPreal pretax = –––––––––––––– = 8.26%
(1–T)(1+i)
Avec i=3.0% Optique moyen terme sur base de l’indice des prix à la consommation harmonisé (IPCH)
CFEnom = RFRnom + DP = 5.50%
Institut Luxembourgeois de Régulation.
Règlement E09/04/ILR du 2 février 2009 fixant les méthodes de détermination des tarifs
d’utilisation des réseaux de transport, de distribution et des services accessoires
à l’utilisation des réseaux
Secteur Gaz naturel
La Direction de l’Institut Luxembourgeois de Régulation,
Vu la loi du 1er août 2007 relative à l’organisation du marché du gaz naturel et notamment son article 29;
Vu le résultat de la consultation publique ouverte du 3 avril 2008 au 23 mai 2008;
Arrête
Chapitre 1er. – Objet.