Arrêté royal relatif aux règles en matière de fixation et de contrôle du revenu total et de la marge bénéficiaire équitable, de la structure tarifaire

2 SEPTEMBRE 2008. - Arrêté royal relatif aux règles en matière de fixation et de contrôle du revenu total et de la marge bénéficiaire équitable, de la structure tarifaire générale, du solde entre les coûts et les recettes et des principes de base et procédures en matière de proposition et d'approbation des tarifs, du rapport et de la maîtrise des coûts par les gestionnaires des réseaux de distribution d'électricité RAPPORT AU ROI Sire, L'arrêté royal que nous avons l'honneur de soumettre à votre Majesté est pris en exécution de l'article 12octies de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011161 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché du gaz et au statut fiscal des producteurs d'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité, ci-après dénommée « loi électricité », tel que modifié par la loi du 8 juin 2008Documents pertinents retrouvés type loi prom. 08/06/2008 pub. 16/06/2008 numac 2008202046 source service public federal chancellerie du premier ministre Loi portant des dispositions diverses (1) fermer portant des dispositions diverses. L'arrêté royal précité vise à : (i) clarifier les compétences et les procédures relatives à la méthodologie de détermination et de contrôle des tarifs de réseau que les gestionnaires des réseaux de distribution, de transport local ou de transport régional d'électricité, ci-après dénommé « les gestionnaires de réseaux », doivent appliquer; (ii) offrir la stabilité et la transparence requises en la matière par la Directive 2003/54/CE du 26 juin 2003 en fixant les règles adaptée à un horizon pluriannuel et ce, pour une période régulatoire de quatre ans; le caractère annuel des tarifs ne permettait pas d'évolution programmée des tarifs alors que la stabilité et la prévisibilité des tarifs sont précisément des caractéristiques nécessaires et souhaitées par les acteurs de marché, qu'ils soient consommateurs ou opérateurs; (iii) limiter les efforts administratifs associés à la détermination, à l'approbation et à la mise en oeuvre des tarifs annuels; (iv) mettre en place la protection visée par la loi électricité des intérêts des consommateurs en termes de prix et de qualité des services par le biais de la méthodologie tarifaire; (v) garantir aux gestionnaires de réseaux un revenu adapté et suffisant, en ce compris une marge équitable pour la rémunération des capitaux investis dans le réseau. La loi du 8 juin 2008Documents pertinents retrouvés type loi prom. 08/06/2008 pub. 16/06/2008 numac 2008202046 source service public federal chancellerie du premier ministre Loi portant des dispositions diverses (1) fermer portant des dispositions diverses a modifié en ce sens l'article 12octies de la loi électricité et partant, le mode de détermination des tarifs de raccordement au réseaux de distribution, de transport local ou de transport régional et d'utilisation de ceux-ci, ainsi que les tarifs des services auxiliaires. Tout d'abord, l'article 12octies, § 2, de la loi « électricité » stipule que le gestionnaire de réseau propose les tarifs de raccordement au réseau de distribution, de transport local ou de transport régional et d'utilisation de celui-ci, ainsi que les tarifs des services auxiliaires qu'il fournit et que cette proposition est soumise à l'approbation de la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz, en abrégé la CREG. A noter que les réseaux qui ont une fonction de transmission ne sont pas visés par l'article 12octies, et partant, ne font pas l'objet du présent arrêté. Conformément à l'orientation reprise à l'article 12octies, § 4, 4°, ces tarifs permettent de générer le revenu visé à l'article 12octies, § 3. L'évolution des éléments du revenu est reprise à l'article 12octies, § 4. Conformément au à l'article 12octies, § 6, le gestionnaire de réseau introduit, avant chaque période régulatoire, pour approbation, une proposition tarifaire élaborée sur la base du revenu total. Puisque cette proposition tarifaire doit couvrir le revenu total, les tarifs soumis s'appliquent en principe pour la période régulatoire complète, dont la durée est fixée à quatre ans par l'article 12octies, § 5. L'article 12octies, § 8, constitue la base du présent arrêté. Il stipule que le Roi, après délibération en Conseil des Ministres après concertation avec les régions, arrête les règles relatives à 7 aspects : 1° la méthodologie pour déterminer le revenu total et la marge bénéficiaire équitable;cette méthodologie précise notamment : a) une définition de l'actif régulé;b) les règles d'évolution de l'actif régulé au cours du temps;c) les principes de détermination du taux de rendement qui appliqué sur cet actif régulé correspond au rendement que tout investisseur, sur des marchés compétitifs- est en droit d'attendre pour des investissements à long terme présentant un profil de revenus et de risque similaires, 2° la structure tarifaire générale pour les tarifs de raccordement au réseau, les tarifs d'utilisation du réseau et les tarifs des services auxiliaires;3° le traitement du solde (positif ou négatif) entre les coûts et recettes rapportés et les éléments correspondants enregistrés annuellement au cours d'une période régulatoire par le gestionnaire de réseau, pour autant que ce solde résulte d'une différence entre les coûts réels non gérables supportés par le gestionnaire du réseau et les coûts non-gérables prévisionnels, et/ou d'une différence imputable à l'écart entre les volumes réels et les volumes prévisionnels de vente du gestionnaire de réseau;4° la procédure de : a) proposition et d'approbation du revenu total et des tarifs de la période régulatoire;b) contrôle du respect des règles d'évolution du revenu total au cours de la période régulatoire, telles que visées à l'article 12octies, § 5, et des tarifs au cours de la période régulatoire;c) publication des tarifs;5° les rapports annuels et informations que le gestionnaire de réseau doit fournir à la Commission en vue du contrôle de ses tarifs par la Commission;6° les objectifs que le gestionnaire de réseau doit poursuivre en matière de maîtrise des coûts; Les modalités de détermination du revenu total et de la marge équitable faisant partie de ce revenu total sont fixées au deuxième chapitre du présent arrêté. L'exécution de l'article 12octies, § 8, 1°, de la loi électricité vise, d'une part, à garantir au gestionnaire de réseau des revenus suffisants pour satisfaire aux obligations réglementaires qui lui sont imposées et, d'autre part, à préciser la méthode relative à la rémunération des capitaux investis. Les éléments du revenu couvrent principalement les charges à couvrir à ce jour par les tarifs en ce compris les charges liées à la rémunération et à la reconstruction du capital : la base du revenu est constituée par le coût total des moyens mis en oeuvre pour l exécution de la mission légale du gestionnaire de réseau, après déduction de tous les éléments réducteurs de coûts, et les produits divers ou connexes générés par ces moyens. Conformément à l'article 12octies, § 3, de la loi « électricité », le revenu est composé de quatre éléments, à savoir l'ensemble des coûts opérationnels nécessaires pour accomplir les missions légales du gestionnaire du réseau, une marge équitable et des amortissements, le coût de l'exécution des obligations de service public et les surcharges à appliquer. La différence de coûts, décrite à l'article 12octies, § 5, 1° et 2°, de la loi « électricité », selon que le gestionnaire de réseau dispose ou non d'un contrôle direct, concerne uniquement le premier des quatre éléments du revenu. La liste des éléments du revenu énoncée à l'article 2 du présent arrêté porte aussi uniquement sur les coûts opérationnels. La marge équitable incluse dans le revenu pour la rémunération des capitaux investis dans le réseau est un élément essentiel du présent arrêté. Outre la répercussion transparente des charges financières, les tarifs des gestionnaires de réseaux doivent permettre de dégager une rémunération des capitaux investis conformes aux attentes des marchés financiers étant donné le couple risques-revenus associés à l'activité concernée. La rémunération équitable des capitaux investis dans l'activité doit, d'une part, offrir suffisamment de garanties pour permettre d'assurer le fonctionnement optimal et la viabilité du réseau à long terme et d'autre part, doit permettre au gestionnaire de réseau d'accéder, à des conditions normales de taux, aux marchés des capitaux à long terme. C'est pourquoi le présent arrêté reprend la méthode suivie à ce jour par la CREG dans le cadre de ses lignes directrices relatives à la marge bénéficiaire équitable des gestionnaires de réseau, adaptée toutefois sur certains points au nouveau cadre régulatoire légal : les capitaux investis dans le réseau sont composés, au choix du gestionnaire de réseau, de la valeur économique ou de la valeur comptable des immobilisations corporelles du gestionnaire de réseau résultant d'une évaluation réalisée au 31 décembre 2001 et du besoin en fonds de roulement, d'autre part. Dans le cadre du nouveau cadre régulatoire légal, la notion de « fonds de roulement nominal » a été remplacée par la notion de « besoin en fonds de roulement ». La valeur initiale iRAB de l'actif régulé est définie comme la somme de la valeur de reconstruction économique nette des immobilisations corporelles régulées et du besoin net en fonds de roulement. En ce qui concerne la valeur de reconstruction économique nette, il y a lieu de comprendre qu'il s'agit d'une valeur de marché établie, à un moment donné dans le temps, compte tenu de la vétusté des installations concernées. En l'espèce, il s'agit de déterminer sur la base des prix de la technologie en vigueur, une valeur à neuf de marché pour le parc d'installation. Cette valeur économique est ensuite corrigée compte tenu de la durée de vie desdites installations pour tenir compte de la vétusté de ces dernières. Cette approche économique destinée à estimer la valeur économique du capital investi est à rapporter à la valeur comptable correspondante, en l'occurrence la valeur comptable nette. Cette valeur comptable nette correspond, quant à elle, à la valeur nette des installations compte tenu de la vétusté mais valorisée au coût historique. La différence entre les deux concepts précités, valeur économique nette et valeur comptable nette, correspond au différentiel en valeur que le marché accorde pour un bien donné, compte tenu de la durée de vie restante, de l'évolution de la technologie, des prix, et des circonstances économiques particulières. Par définition, ce différentiel ne concerne pas la partie amortie mais bien la valeur restante. Par conséquent, le fait de fixer la valeur initiale de l'iRAB de l'actif régulé sur base d'une valeur économique n'entre pas en conflit avec le principe même d'amortissement. Ces deux notions sont parfaitement distinctes et sont répercutées de manière différente : les amortissements se rapportent à la valeur historique et sont déterminés sur base du § 4, de l'article 5 du présent arrêté. La valeur de la RAB est fixée sur base d'une valeur économique. La valeur économique, quant à elle, n'est répercutée qu'au travers de la marge équitable d'une part et au travers des désaffectations de plus value lorsque les facteurs économiques responsables de ce différentiel par rapport à la valeur comptable historique cessent d'exister, notamment en cas de mise hors service des installations telles que visées au § 1er, 3e tiret, de l'article 5 du présent arrêté. Il n'est donc aucunement possible de faire peser deux fois sur le consommateur les charges d'amortissement. Si ce sont effectivement deux notions relatives au coût du capital qui sont abordées ci-avant, Celles-ci sont clairement distinctes tout en étant complémentaires : l'une, valeur historique sujette à amortissement se rapporte au passé et l'autre, valeur économique et RAB et désaffectation de plus values se rapportent au futur. En d'autres termes, les amortissements tels que visés à l'article 5, § 4, sont déterminés une fois pour toutes sur base de la valeur d'acquisition historique et sont portés en compte annuellement jusqu'à complet amortissement du coût historique d'acquisition, c'est à dire jusqu'à ce que la valeur nette comptable soit égale à zéro dans les comptes. Le différentiel entre valeur économique et valeur comptable, en l'espèce la plus value RAB, n'est porté en compte que dans le cadre de la mise au rebut, de désaffectations techniques, lorsqu'il est évident que les facteurs économiques responsables de ce différentiel par rapport à la valeur comptable historique cessent d'exister, à plus forte raison lorsque l'installation cesse d'exister. Les dispositions prévues à l'article 5, § 3 postulent une désaffectation forfaitaire à concurrence de 2 % l'an pour la première période régulatoire dans l'attente de disposer d'un historique suffisamment représentatif qui aura pu être validé par la commission permettant de déterminer un taux moyen représentatif des désaffectations observées dans la pratique réelle de chaque gestionnaire de réseau. En d'autres termes, aucune disposition ne peut faire en sorte que la valeur d'acquisition puisse être amortie à concurrence de plus de 100 %. Les règles d'évolution de l'actif régulé, figurant à l'article 5, § 1er, de l'arrêté ont été complétées en ce qui concerne les immobilisations corporelles mises hors services pendant la période régulatoire : outre la compensation de la valeur comptable résiduelle nette éventuelle de ces actifs, il est tenu compte pour les actifs mis hors service, qui font partie de la valeur initiale de l'actif régulé visée à l'article 4, § 1er de l'arrêté de la partie de la plus-value visée à l'article 4, afférente à l'actif concerné conformément aux dispositions de l'article 5, § 1er, troisième alinéa. La plus- value est déduite et reprise dans les coûts à concurrence de 2 % l'an durant la première période régulatoire. Après contrôle et approbation de la Commission, où celle-ci vérifie que les mises hors service réelles de l'actif régulé observée sur une période assez longue, la moyenne avancée est revue sur base des 4 années précédentes et le taux revu sera d'application pour la période régulatoire suivante. Cette méthode de désaffectation de la plus value permet d'assurer que l'évolution moyenne de la valeur du capital investi reste raisonnable tout en dégageant les moyens nécessaires à en assurer le maintien à long terme. Ici aussi, le nouveau cadre régulatoire légal a des conséquences concrètes au niveau d'un certain nombre de paramètres de la formule du pourcentage de rendement : le calcul du facteur S (facteur de dette) prévu dans la formule a été adapté pour les cas dans lesquels la structure financière du gestionnaire du réseau ne correspond pas à la proportion jugée optimale de 33 % de Fonds Propres; d'une part, S est déterminé comme étant le rapport entre les Fonds Propres et l'Actif régulé et, d'autre part, les facteurs de correction ont été adaptés, Tant que les gestionnaires de réseaux de distribution ne seront pas cotés en bourse et pour la première période régulatoire 2009/2012, le facteur bêta restera fixé à 0,65 et une prime d'illiquidité de 1,2 sera appliquée à la rémunération des fonds propres. La fixation du béta a été arrêtée eu égard à l'historique des bêta arrêtés ces dernières années par la Commission et aux paramètres utilisés dans les autres pays pour les gestionnaires de réseaux de distribution. Le bêta fixé pour la première période régulatoire est toutefois inférieur aux moyennes du passé. L'ensemble des adaptations (besoin en fonds de roulement, facteur S, formule modifiée d'impôt sur les sociétés et modalités de calcul du bêta) aboutit à une marge globalement équilibrée. La structure tarifaire générale élaborée au troisième chapitre du présent arrêté correspond globalement à la structure tarifaire existante et aux règlements techniques pris par les autorités régionales compétentes en vigueur. Les tarifs sont fixés en une seule fois pour les quatre années suivantes de la période régulatoire de manière à accroître la prévisibilité pour le marché mais ils ne sont donc pas uniformes pour cette période. Effectivement, le tarif évolue donc d'une année à l'autre en fonction notamment des facteurs d'indexation, des investissements prévus et d'autres facteurs d'évolution des coûts et de la rémunération des capitaux investis. Ce modèle est préféré à l'établissement de tarifs uniformes pour la période parce qu'il permet d'éviter un effet de seuil à la hausse des tarifs en début de chaque période. Un tel effet de seuil serait préjudiciable à la stabilité générale des prix à un moment où il est de l'intérêt de la politique économique et financière générale de réduire les facteurs accélérateurs d'une spirale inflationniste. L'exécution de l'article 12octies, § 8, 3°, apparaît au quatrième chapitre du présent arrêté. Il convient de donner une affectation au solde (positif ou négatif) entre les coûts supportés et les recettes enregistrés annuellement par le gestionnaire de réseau au cours d'une période régulatoire. Le présent arrêté stipule qu'à la fin de chaque période régulatoire, la destination du solde résultant de la différence entre les coûts réels non gérables et les coûts non gérables prévisionnels, d'une part et de la différence imputable au différentiel entre les volumes réels et les volumes prévisionnels de vente d'autre part, est fixée, après avis de la CREG, par arrêté délibéré en Conseil des Ministres. L'affectation de la différence entre les coûts gérables réels et prévisionnels offre au gestionnaire de réseau le stimulant nécessaire afin de d'abaisser effectivement les coûts concernés. En effet, parmi toutes les différences entre les éléments réels du revenu engrangés par le gestionnaire de réseau et les estimations correspondantes figurant dans le budget approuvé, seule cette différence, corrigée pour tenir compte de l'erreur de prévision inhérente à la formule d'indexation objective prévue à l'article 20 du présent arrêté et aux paramètres y afférents est directement reprise dans le compte de résultats du gestionnaire de réseau, et est à ce titre totalement imputée aux actionnaires des gestionnaires de réseaux. La maîtrise des coûts à supporter par les utilisateurs du réseau requiert que les différences concernant les éléments du revenu visés à l'article 12octies, § 3, 2°, 3° et 4°, de la loi électricité ne fassent pas partie du revenu de la période correspondante, ni donc du résultat/des fonds propres du gestionnaire de réseau. Ces soldes annuels de chaque période régulatoire constituent soit une créance soit une dette à l'égard des clients dans leur ensemble et sont transférés aux comptes de régularisation du bilan du gestionnaire du réseau. Cette créance/dette peut être imputée via une correction sur les tarifs ultérieurs sans que le solde restant ne perde son caractère de créance/dette. C'est le gestionnaire de réseau qui informe la Commission de l'importance du solde et lui fournit les éléments attestant de ce fait. La méthode élaborée requiert des procédures claires reprises au cinquième chapitre. Les dispositions de l'article 12octies, § 8, 4°, de la loi électricité s'inscrivent également dans le cadre des fonctions de contrôle financier et comptable de la Commission, arrêtées à l'article 23, § 2, de la loi électricité. L'article 17, § 1er, troisième alinéa du présent arrêté prévoit une disposition relative à l'information, nécessaire pour un calcul correct du tarif. La section 1ère traite de la procédure relative à la proposition et l'approbation du revenu total et des tarifs. La procédure requiert l'introduction d'une proposition tarifaire accompagnée d'un budget au plus tard six mois avant le début de chaque période régulatoire. Toutefois, pour la première période régulatoire 2009-2012, eu égard au délai de publication du présent arrêté, le dépôt de la proposition tarifaire est reporté au 30 septembre 2008. Cette procédure débouche sur des tarifs approuvés ou renouvelés. Dans ce dernier cas, les tarifs en vigueur durant la période régulatoire précédente sont applicables. Outre la procédure normale visée à l'article 12octies, § 6, de la loi électricité, le présent arrêté prévoit deux procédures d'exception. Tout d'abord, il prévoit l''introduction d'une proposition tarifaire mise à jour en cas de nouveaux services et/ou d'adaptation des services existants du gestionnaire de réseau. En cas de proposition tarifaire actualisée de ce type, il y a actualisation non seulement du revenu, mais également des tarifs à appliquer. Entièrement dans la lignée de l'article 12octies, § 10, de la loi électricité, qui permet au gestionnaire de réseau, en cas de survenance, au cours d'une période régulatoire, de circonstances exceptionnelles indépendantes de la volonté du gestionnaire du réseau, de soumettre à l'approbation de la Commission une demande motivée d'adaptation des règles de détermination du revenu total pour ce qui concerne les années à venir de la période régulatoire en cours, cette procédure a été également prévue dans le présent arrêté à titre de deuxième procédure d'exception. Dans ce cas, non seulement le revenu total, mais aussi les tarifs à appliquer seront adaptés. Par les termes « circonstances exceptionnelles indépendantes de la volonté du gestionnaire du réseau », il faut entendre la force majeure, telle qu'elle est comprise dans la jurisprudence en droit civil et en droit des assurances. Le gestionnaire du réseau doit démontrer qu'il y a force majeure et la Commission en juger. On pense par exemple aux catastrophes naturelles et aux attentats terroristes. Un solde d'exploitation exceptionnellement bas ou élevé au cours d'une année d'exploitation donnée ne peut être qualifié de circonstance exceptionnelle. Si la proposition tarifaire déposée à la Commission accompagnée du budget est approuvée sur la base de circonstances exceptionnelles, la Commission appliquera les tarifs approuvés qui en découlent pour la durée restante de la période régulatoire. Le contrôle des règles d'évolution du revenu total et des tarifs est assuré par la Commission. Ce contrôle défini à la section 2 s'effectue sur la base des calculs préalables et a postériori effectués par le gestionnaire de réseau, mais aussi à l'aide de contrôles intermédiaires et ex post spécifiques, notamment sur place chez le gestionnaire de réseau. Dans le cadre de la transparence visée, la section 3 prévoit la communication rapide et généralisée d'informations relatives aux tarifs. L'exécution de l'article 12octies, § 8, 5°, du sixième chapitre porte sur la communication nécessaire de données financières et non financières. Cette communication est nécessaire à l'application correcte et en temps voulu des objets précédents. Cette communication, notamment sur la base d'un modèle de rapport élaboré par la Commission après concertation avec le gestionnaire de réseau et prévu à l'article 12octies, § 9, de la loi électricité, présente un caractère tant ex ante que ex post. A ce titre, conformément à l'article 12octies, § 8, 5°, de la loi électricité, il est prévu un rapport annuel et des informations semestrielles. Le septième chapitre du présent arrêté expose les mesures relatives à la protection des intérêts des consommateurs en termes de prix et de qualité. Le septième chapitre sur la maîtrise des coûts traite explicitement d'une série de mesures en ce sens. Est notamment instaurée l'utilisation d'un facteur portant sur une amélioration de la productivité réaliste pour le gestionnaire de réseau et le contrôle ex ante et ex post du caractère raisonnable des composantes du revenu, avec la possibilité pour la Commission de rejeter aussi bien ex ante qu'ex post des coûts manifestement déraisonnables et donc de les mettre à charge du résultat du gestionnaire du réseau. Pour la première période régulatoire, un coefficient d'amélioration de la productivité de 2,5 % est appliqué aux coûts gérables de l'année 2009. Ainsi, pour la première période régulatoire, le facteur en vue d'une amélioration de productivité réalisable par le gestionnaire de réseau correspond à 2,5 % des coûts visés à l'article 12, § 2, 1°, de la loi, à savoir les coûts sur lesquels le gestionnaire de réseau exerce un contrôle direct, tels que repris aux propositions tarifaires 2008 approuvées ou imposées par la CREG. Ce montant, exprimé en euros « 2008 » indexé pour tenir compte de l'inflation entre les exercices 2008 et 2009, est soustrait de l'enveloppe de coût de la première année de la période régulatoire, en l'occurrence l'enveloppe 2009. Cette réduction restant acquise pour toute la période régulatoire 2009-2012, les seules évolutions observées entre 2009 et les années suivantes correspondent au mécanisme d'indexation objective, visé par l'article 12quater § 1er, 2, de la loi tel que défini à l'Article 20 du présent arrêté. Pour la prochaine période régulatoire 2013-2016, la Commission affinera la méthode d'analyse DEA de sorte que ce moyen devienne un instrument utile pour mesurer l'efficience et l'efficacité de l'ensemble des GRD afin de pouvoir procéder à un benchmarking univoque des GRD. En aucun cas, la Commission ne pourra rejeter des coûts nécessaires à la sécurité, l'efficacité et la fiabilité du réseau ou ceux utiles à l'exécution de tâches imposées par la législation ou la réglementation. Le caractère déraisonnable de certains coûts devra toujours être motivé par la Commission. En outre, la Commission ne pourra rejeter de coûts dont le montant a été imposé par une autorité compétente ni ceux fixés sur la base d'une procédure d'adjudication imposée par une autorité compétente. On songe, dans le premier cas, à l'impôt sur les sociétés et aux montant des rétributions, taxes prélèvements imposés par les autorités fédérales, régionales et locales et, dans le second cas, aux procédures d'appel d'offre portant sur l'achat d'énergie pour couvrir les pertes de réseau. La protection du consommateur ne peut être dissociée de l'incitant offert au gestionnaire de réseau qui lui permet d'inclure directement dans son compte de résultats la différence entre les coûts gérables réels et prévisionnels. Ce dernier stimulant implique également pour la Commission qu'elle doit limiter son contrôle ex post des coûts gérables à d'éventuels subsides croisés avec les autres composantes du revenu total du gestionnaire du réseau. Il ressort dès lors de ce qui précède que les tarifs de réseau respectent les sept orientations reprises à l'article 12ter de la loi « électricité ». (i) La première orientation concerne le caractère non discriminatoire et transparent des tarifs.L'arrêté tient particulièrement compte du principe de non-discrimination, étant donné qu'il jette les bases du paiement, par l'utilisateur du réseau, de la totalité des coûts engendrés par ou affectés aux services et parties de l'infrastructure qu'il utilise. En effet, l'arrêté royal prévoit une attribution proportionnelle générale des coûts des services système et des services auxiliaires et une attribution proportionnelle spécifique des coûts des parties de l'infrastructure utilisées par l'utilisateur du réseau. L'exigence de transparence est respectée par le maintien, dans la structure tarifaire et dans la détermination des tarifs, du principe de traçabilité des coûts, depuis leur première comptabilisation selon la nature de la charge jusqu'à leur inclusion dans le tarif qui sera appliqué à l'utilisateur du réseau. Chaque coût par activité est soit entièrement affecté à un seul objet de coût, soit partiellement à plusieurs objets de coût. Un objet de coût représente un composant tarifaire répercuté sur l'utilisateur du réseau. L'intégration de toutes ces affectations de coûts dans le cadre comptable offre les avantages suivants : une consistance accrue dans l'application des règles d'évaluation et une efficacité accrue lors des contrôles ultérieurs. Un autre principe important pour le respect de la transparence consiste à établir le rapport de données financières comme elles sont reprises dans un budget. Les tarifs sont approuvés avant leur application au cours de la période régulatoire suivante, et donc sur la base du budget du gestionnaire du réseau. Pour pouvoir comprendre correctement la genèse des tarifs, il est indispensable d'établir un rapport circonstancié sur l'élaboration du budget. Ce principe a été mis en oeuvre dans l'article 17. (ii) La deuxième orientation requiert que les tarifs permettent le développement équilibré du réseau conformément aux différents plans d'investissement et de développement du gestionnaire de réseau. Le lien avec l'exécution des plans cités est explicitement requis à l'article 17, § 2, 2°, a) du présent arrêté, tandis que l' « actif régulé » appliqué à l'article 4 du présent arrêté pour le calcul de la marge bénéficiaire équitable repose sur la rémunération des capitaux investis dans le réseau (« return on investment »). (iii) La Commission attend du gestionnaire de réseau qu'il compare ses tarifs aux meilleures pratiques tarifaires appliquées par des gestionnaires de réseaux comparables. (iv) Le présent arrêté répond à la quatrième orientation selon laquelle les tarifs doivent permettre de générer le revenu. (v) La structure tarifaire générale caractérisée par une forte différenciation des tarifs à appliquer constitue un fort stimulant pour les utilisateurs à optimiser leur utilisation de la capacité du réseau, comme le requiert la cinquième orientation. (vi) la sixième orientation reprise, à l'article 12, § 4, 6°de la loi électricité, prévoit la décomposition des tarifs comme suit : a) en fonction des conditions et modalités d'utilisation du réseau de transport;b) en ce qui concerne les services auxiliaires;c) en ce qui concerne les éventuelles surcharges pour obligations de service public. Les articles 9 à 12, de l'arrêté royal tiennent compte de l'article 12octies,§ 4,6°de la loi électricité. L'article 12 de l'arrêté royal répond à la nécessité de décomposition en matière de services auxiliaires. Le coût des services auxiliaires ou des services systèmes est repris en tant qu'objet de coût distinct dans la structure tarifaire générale. L'exigence de décomposition des éventuelles surcharges liées aux obligations de service public, est répercutée au travers de l'article 13 de l'arrêté royal. Le coût des différentes obligations de service public est repris en tant qu'élément distinct du revenu dans la structure tarifaire générale. (vii) L'article 12octies, § 4, 7°, de la loi « électricité » stipule enfin que les structures tarifaires doivent être uniformes sur l'ensemble du territoire, sans différenciation par zone géographique. La structure tarifaire générale, telle qu'elle est contenue dans l'arrêté royal, ne tient dès lors pas compte de la zone géographique de l'injection, ni du prélèvement de l'électricité. Par conséquent, elle satisfait à la septième orientation. Conformément à l'avis 44.844/3 émis le 8 juillet 2008 par le Conseil d'Etat, diverses adaptations ont été apportées au projet d'arrêté royal. Il en est ainsi notamment du renvoi au sein de l'arrêté à diverses dispositions de la loi gaz, dont la numérotation a été modifiée à la suite de l'entrée en vigueur du chapitre IV de la loi du 8 juin 2008Documents pertinents retrouvés type loi prom. 08/06/2008 pub. 16/06/2008 numac 2008202046 source service public federal chancellerie du premier ministre Loi portant des dispositions diverses (1) fermer portant des dispositions diverses. Le Conseil d'Etat fait également observer que le projet d'arrêté royal comporte quelques différences par rapport à la proposition que la CREG avait formulée sur la base de l'article 12octies, § 8, de la loi gaz alors que l'article 23, alinéa 3, de la Directive 2003/54/CE du 26 juin 2003 prévoit que l'organe compétent de l'Etat membre a le pouvoir d'approuver ou de rejeter la proposition qui lui est soumise par l'autorité de régulation. Cette observation appelle un certain nombre de précisions. Dans la proposition transmise par la CREG, certaines dispositions, telles que celles concernant l'actif régulé (RAB) et le facteur bêta, devaient être complétées par le Ministre fédéral de l'Energie. D'autres dispositions n'étaient pas suffisamment claires, précises et directement applicables à court terme de sorte qu'il a fallu les préciser pour la première période régulatoire. Ce fut le cas notamment pour l'effort de productivité. En outre, la CREG a transmis au Ministre un texte négocié en octobre 2007 avec certains gestionnaires de réseaux de distribution et demeuré inchangé depuis. La CREG a également transmis au Ministre le P.V. de la concertation du 9 mai ainsi que toutes les propositions d'amendements des gestionnaires et la proposition initiale invitant le Ministre à compléter et adapter le texte sur la base de ces amendements. Par ailleurs, le Conseil d'Etat ne voit pas sur quelle base légale repose les dispositions de l'article 13 de l'arrêté en projet concernant les impôts, prélèvements, surcharges, contributions et rétributions. Ces postes ne constituent pas des tarifs au sens des articles 9 à 12 mais doivent obligatoirement être repris dans la facturation des utilisateurs du réseau. Ces dispositions sont similaires à celles prévues par l'arrêté royal du 11 juillet 2002 régissant actuellement la structure tarifaire générale utilisée par les gestionnaires des réseaux de distribution. Le Conseil d'Etat s'interroge également quant à la disposition de la loi gaz susceptible de justifier la procédure après annulation ou suspension d'une décision tarifaire de la CREG, telle que décrite à l'article 20. Lorsqu'une décision tarifaire la CREG est suspendue ou annulée par la Cour d'Appel ou le Conseil de la Concurrence, il est indispensable que des mesures puissent être prises afin qu'une proposition tarifaire soit adoptée. La procédure visée à l'article 20 s'inscrit en conséquence dans le cadre des règles arrêtées sur la base de l'article 12octies, § 8, 4°, de la loi électricité. Enfin, le Conseil d'Etat fait observer que l'article 12octies, § 8, de la loi électricité prévoit qu'une concertation sur le projet d'arrêté doit être réalisée avec les régions et que la réunion d'un groupe de travail réunissant des membres de cabinets ou des fonctionnaires ne peut y être assimilée. A ce propos, il convient de souligner qu'une réunion de concertation portant sur le projet d'arrêté et associant le représentant de chacun des ministres régionaux ayant l'énergie dans leurs attributions ainsi que le représentant du ministre fédéral compétent pour l'énergie s'est tenue le 10 juin 2008. Les diverses observations émises lors de la réunion par ces représentants dument habilités ont été prises en considération lors de la finalisation du projet d'arrêté et ont fait l'objet d'un procès-verbal transmis à chacun des membres de gouvernements concernés pour approbation. En outre, il est à noter que chacun des représentants des membres de gouvernements ayant participé à cette réunion siègent à la conférence interministérielle pour l'économie et l'énergie. J'ai l'honneur d'être, Sire, De Votre Majesté, le très respectueux et très fidèle serviteur, Le Ministre du Climat et de l'Energie, P. MAGNETTE 2 SEPTEMBRE 2008. - Arrêté royal relatif aux règles en matière de fixation et de contrôle du revenu total et de la marge bénéficiaire équitable, de la structure tarifaire générale, du solde entre les coûts et les recettes et des principes de base et procédures en matière de proposition et d'approbation des tarifs, du rapport et de la maîtrise des coûts par les gestionnaires des réseaux de distribution d'électricité ALBERT II, Roi des Belges, A tous, présents et à venir, Salut. Vu l'article 108 de la Constitution; Vu la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011161 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché du gaz et au statut fiscal des producteurs d'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité, notamment l'article 12octies, modifié par la loi du 8 juin 2008Documents pertinents retrouvés type loi prom. 08/06/2008 pub. 16/06/2008 numac 2008202046 source service public federal chancellerie du premier ministre Loi portant des dispositions diverses (1) fermer portant dispositions diverses (I); Vu la proposition de la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz du 30 mai 2008; Vu la concertation du 10 juin 2008 avec les Gouvernements des Régions; Vu l'avis de l'Inspecteur des Finances, donné le 21 juin 2008; Vu l'accord de Notre Secrétaire du Budget, donné le 27 juin 2008; Vu l'urgence motivée par l'impérieuse nécessité de transmettre dans les plus brefs délais aux gestionnaires de réseaux de distribution les paramètres sur lesquels ils doivent se baser pour élaborer leurs propositions tarifaires à transmettre au plus tard le 30 septembre 2008 pour la première période régulatoire 2009-2012; que ces paramètres sont définis dans le présent arrêté et que l'élaboration desdites propositions exige dans le chef des gestionnaires de réseaux de distribution un certain temps de préparation; Vu l'avis 44.844/3 du Conseil d'Etat, donné le 8 juillet 2008 en application de 84, § 1er, alinéa 1er, 2°, des lois sur le Conseil d'Etat, coordonnées le 12 janvier 1973; Sur la proposition de Notre Ministre du Climat et de l'Energie et de l'avis de nos Ministres qui en ont délibéré en Conseil, Nous avons arrêté et arrêtons : CHAPITRE Ier. - Définitions Article 1er.Les définitions contenues à l'article 2 de la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011161 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché du gaz et au statut fiscal des producteurs d'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité s'appliquent au présent arrêté. Pour l'application du présent arrêté, il convient d'entendre par : 1° « loi » : la loi du 29 avril 1999Documents pertinents retrouvés type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011160 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché de l'électricité type loi prom. 29/04/1999 pub. 11/05/1999 numac 1999011161 source ministere des affaires economiques Loi relative à l'organisation du marché du gaz et au statut fiscal des producteurs d'électricité fermer relative à l'organisation du marché de l'électricité;2° « commission » : la Commission de Régulation de l'Electricité et du Gaz, instaurée par l'article 23 de la loi et l'article 15/14 de la loi du 12 avril 1965Documents pertinents retrouvés type loi prom. 12/04/1965 pub. 08/03/2007 numac 2007000126 source service public federal interieur Loi concernant la protection de la rémunération des travailleurs fermer relative au transport de produits gazeux et autres par canalisations;3° « distribution » : le transport d'électricité via des réseaux de distribution en vue de la fourniture à des clients;4° « réseau de distribution » : tout réseau fonctionnant avec une tension inférieure ou égale à 70 kilovolt pour le transport d'électricité vers des clients au niveau local ou régional;5° « gestionnaire du réseau de distribution » : tout gestionnaire d'un réseau distribution désigné par les autorités régionales compétentes;6° « autorité de régulation » : toute autorité régionale chargée d'une mission de surveillance et de contrôle de l'application des lois, décrets ou ordonnances pris en application de la Directive 2003/54/CE du Parlement européen et du Conseil du 26 juin 2003 relative aux règles communes pour un marché intérieur de l'électricité;7° « client » : tout client final, fournisseur ou intermédiaire;8° « client final » : toute personne physique ou morale achetant de l'électricité pour un usage propre;9° « intermédiaire » : toute personne physique ou morale achetant de l'électricité en vue de revendre celle-ci;10° « fournisseur » : toute personne physique ou morale vendant de l'électricité à des clients finaux;11° « règlement technique » : l'ensemble constitué par les règlements techniques pour la gestion des réseaux de distribution et l'utilisation de ceux-ci, pris par toute autorité régionale compétente, chacun de ces règlements étant applicables à tout utilisateur du réseau en fonction de la localisation de son raccordement.12° « utilisateur du réseau » : toute personne physique ou morale disposant d'un raccordement et injectant de l'électricité dans le réseau de distribution ou prélevant de l'électricité sur le réseau de distribution;13° « proposition tarifaire » : la proposition du gestionnaire du réseau contenant l'ensemble des tarifs qu'il doit soumettre avant chaque période régulatoire à l'approbation de la commission, conformément à l'article 12octies, § 6, de la loi;14° « proposition tarifaire actualisée » : la proposition tarifaire visée à l'article 12octies, § 7, de la loi;15° « budget » : l'estimation par le gestionnaire du réseau du revenu total visé à l'article 12octies, § 3 de la loi;16° « partie d'infrastructure » : la partie de chaque réseau de distribution qui, conformément à la décision des autorités régionales compétentes, correspond à l'un des niveaux de tension suivants : Par réseau ayant une fonction de transport, on doit comprendre : le réseau de transport et l'ensemble des infrastructures de réseau maillé d'électricité servant principalement à l'acheminement d'électricité à destination des consommateurs industriels et d'autres réseaux établis en Belgique ainsi que l'interaction entre centrales électriques et entre réseaux électriques.a) le réseau ayant une tension nominale de 30 à 70 kV inclus, à l'exception des lignes, câbles et raccordements dont le niveau de tension nominal est inférieur ou égal à 70 kV et qui ont une fonction de transport;b) les transformateurs vers le réseau moyenne tension : c) le réseau ayant une tension nominale comprise entre 26 et 1 kV;d) les transformateurs vers le réseau basse tension;e) le réseau basse tension (le réseau ayant une tension nominale inférieure à 1 kV);17° « groupe de clients » : chaque groupe d'utilisateurs du réseau échangeant (injectant et/ou prélevant) de l'énergie sur une des parties d'infrastructure visées au point 16°, pour autant qu'ils utilisent un ou plusieurs services du gestionnaire du réseau de distribution dans le cadre de l'exécution de ses obligations légales et réglementaires, étant entendu qu'un utilisateur du réseau échangeant de l'énergie sur plus d'une partie d'infrastructure appartient à chacun des différents groupes de clients concernés;18° « clients restants » : le groupe d'acteurs du marché qui utilisent un ou plusieurs services du gestionnaire du réseau dans le cadre de l'exécution de ses obligations légales et réglementaires et qui n'appartiennent pas à l'un des groupes de clients, définis à l'article 1, 17°;19° « objet de coût » : tout ensemble de coûts nécessaires à la fourniture d'un service, majoré du coût des impôts, prélèvements, surcharges, contribution et rémunérations imputés au service concerné;20° « centre de coût » : toute subdivision comptable établie par le gestionnaire du réseau et à laquelle les frais sont imputés;21° « nature des charges » : la nature des charges d'une entreprise telle que visée à l'article 25, § 1er, de l'arrêté royal du 30 janvier 2001 portant exécution du Code des sociétés;22° « générateur de coûts » : toute clé reflétant le lien causal direct entre les coûts et les prestations y afférentes;23° « clé de répartition » : toute clé forfaitaire utilisée pour l'attribution des coûts à des prestations dans des proportions fixées conventionnellement lorsqu'un lien causal direct entre les coûts et les prestations n'existe pas ou ne peut pas être mesuré;24° « formule de souscription » : la puissance souscrite (kW) est déterminée sur la base d'une puissance quart-horaire maximum prélevée sur les 12 derniers mois, y compris le mois de facturation.25° « gestion de système » : l'ensemble des services suivants : a) la gestion commerciale des contrats relatifs à l'accès au réseau de distribution et aux services auxiliaires, à savoir la gestion des services auxiliaires;b) la programmation des échanges d'énergie, à savoir la gestion des nominations, la préparation du programme d'exploitation et la préparation du programme d'exploitation pouvant être mis en service à la suite d'un incident;c) l'administration du réseau de distribution et la surveillance des échanges d'énergie, principalement axées sur l'exploitation en temps réel du réseau de distribution composé de : - l'exécution des programmes d'exploitation acceptés lors de la programmation des échanges d'énergie; - la garantie permanente de la sécurité, de la fiabilité et de l'exploitation efficace du réseau de distribution; - la coordination et la mise en oeuvre ou la sous-traitance des opérations sur le réseau de distribution nécessaires lors de travaux effectués sur les installations; d) le contrôle de la qualité de l'approvisionnement et de la stabilité du réseau de distribution, qui se compose de; - la collecte des données relatives à la qualité de l'approvisionnement et relatives à la stabilité du réseau de distribution; - le suivi de la qualité de l'approvisionnement et de la stabilité du réseau de distribution; 26° « activité de mesure » : la collecte par le système de traitement du gestionnaire du réseau de distribution et le traitement des mesures et comptages auprès du gestionnaire du réseau de distribution, comprenant la gestion des équipements et procédés de mesure et de comptage;l'acquisition, la validation et le traitement des données de mesure et de comptage, ainsi que l'échange des informations de mesure et de comptage et autres informations utiles avec les gestionnaires des réseaux électriques auxquels le réseau de distribution est couplé; 27° « services auxiliaires » l'ensemble des services tels que définis dans le règlement technique distribution électricité : a) le réglage de la tension et de la puissance réactive;b) la compensation des pertes du réseau;c) l'accès aux réseaux auxquels le réseau de distribution est connecté;d) le cas échéant, la gestion des congestions.28° « réglage de la tension et de la puissance réactive » : le service qui consiste, conformément au règlement technique distribution, à maintenir la tension aux différents points du réseau de distribution dans une marge prédéterminée;29° « Compensation des pertes du réseau » : le service qui, conformément au règlement technique distribution, compense les pertes actives générées par le transit d'électricité via le réseau de distribution;30° « raccordement d'un utilisateur du réseau » : l'ensemble des équipements permettant de raccorder les installations de l'utilisateur du réseau au réseau de distribution et consistant au moins en : un embranchement et un groupe de mesure;31° « embranchement » : l'équipement apporté depuis le réseau de distribution électrique jusqu'au groupe de compteurs et servant à l'alimentation de l'installation de l'utilisateur du réseau;32° « groupe de compteurs » : ensemble composé d'un ou plusieurs compteurs, interrupteurs de puissance, relais et accessoires : 33° « année d'exploitation » : une année calendrier;34° « ministre » : le ministre fédéral qui a l'énergie dans ses attributions.35° « décompte d'intérêt notionnel » : le décompte pour le capital à risque visé à l'article 205bis du Code des sociétés 1992;36° « besoin en fonds de roulement » : le besoin en fonds de roulement du gestionnaire du réseau est, à un moment donné, égal à la différence entre, d'une part, la somme des stocks, des commandes en exécution, des créances, des liquidités opérationnelles nécessaires et des comptes de régularisation de l'actif à ce moment et, d'autre part, la somme des dettes commerciales, des avances reçues sur commandes, des dettes fiscales, salariales et sociales, des autres dettes et des comptes de régularisation du passif à ce moment, tels que visés à l'Annexe « Plan comptable minimum normalisé » de l'arrêté royal du 12 septembre 1983 déterminant la teneur et la présentation d'un plan comptable minimum normalisé, tel que modifié en dernier lieu par l'arrêté royal du 25 janvier 2005;37° « marge équitable » : il s'agit de la marge bénéficiaire visée à l'article 12octies, § 3, 2°, de la loi, telle que visée à l'article 3 du présent arrêté;38° « taux d'intérêt sans risque » : il s'agit du rendement d'un investissement sans aucune forme de risque;39° « Obligations OLO » : Obligations Linéaires- Lineaire Obligaties, à savoir les titres tels que visés à l'article 1er de l'arrêté royal du 16 octobre 1997 relatif aux obligations linéaires 40° « prime de risque du marché » : il s'agit du revenu moyen d'un portefeuille d'actions qui se compose uniquement d'actions reprises dans l'indice BEL20 (ou son remplaçant), moins le taux d'intérêt sans risque;41° « facteur d'illiquidité » : il s'agit de la rémunération additionnelle sur les fonds propres à concurrence de 20 % pour l'illiquidité d'une entreprise non cotée en bourse;42° « facteur Bèta » : il s'agit de la covariance du rendement de la part du gestionnaire du réseau coté en bourse avec le rendement sur le marché, divisée par la variance de ce marché.Tant que le GRD n'est pas coté en bourse, le facteur Bèta est fixé comme le prévoit l'article 7, 2° et 8, § 2, du présent arrêté; 43° « valeur de reconstruction économique » : le coût de remplacement d'un bien d'équipement déterminé par rapport à une installation similaire sur le plan de l'infrastructure et de la prestation, et compte tenu des progrès technologiques;44° « pourcentage de rendement » : le pourcentage à l'article 12octies, § 8, 1°, c), de la loi;45° « jours fériés légaux » : le jour de l'an, le lundi de Pâques, la fête du travail, l'Ascension, le lundi de Pentecôte, la fête nationale, l'Assomption, la Toussaint, l'Armistice et la Fête de Noël. CHAPITRE II. - Le revenu total et la marge équitable Section 1re. - Le revenu total Art. 2.§ 1er. Le revenu total tel que visé à l'article 12octies, § 3, de la loi comprend notamment l'ensemble des coûts qui sont nécessaires à l'accomplissement des tâches du gestionnaire du réseau en vertu de l'article 8, § 1er, de la loi. Ces coûts se composent notamment, mais non exclusivement des éléments suivants : 1° les coûts d'achat des services auxiliaires (y compris les pertes du réseau, si c'est imposé par le règlement technique distribution Electricité applicable), le cas échéant diminué par les amendes infligées aux fournisseurs pour le non accomplissement de leurs obligations en la matière;2° les coûts d'utilisation de l'infrastructure de tiers;3° les coûts (y compris les mouvements sur les comptes de provisions correspondants) d'achat d'autres biens et services, pour autant qu'ils s'intègrent dans le cadre des activités visées à l'article 8, § 1er, de la loi, notamment ceux axés sur : a) la gestion de l'infrastructure électrique;b) la gestion du système électrique;c) la gestion de l'infrastructure télécoms;d) les activités informatiques;e) la gestion commune;f) les charges à transférer aux comptes du bilan.4° les coûts (y compris les mouvements sur les comptes de provisions correspondants) des rémunérations, des charges sociales y compris toutes les contributions prévues par la loi et de toutes les charges payées dans le cadre des fonds de pension et des assurances groupes depuis que l'intéressé est membre du personnel du GRD.5° a) les charges des pensions non capitalisées versées aux membres du personnel ou ayants droit au prorata de leurs années de service dans une activité régulée de gestion de réseau ou de fourniture d'électricité dans la distribution, conformément à une convention collective de travail ou une convention suffisamment formalisée, ou remboursée à leur employeur à cette fin par un gestionnaire du réseau de distribution, conformément aux obligations contractuelles encourues de celui-ci avant le 30 avril 1999 pour autant que ces charges soient étalées dans le temps conformément aux règles existantes établies antérieurement au 30 avril 1999 ou acceptées ultérieurement par la Commission.b) toutes obligations vis-à-vis des fonds de pension des GRDs et vis-à-vis des filiales ayant une activité régulée de gestion de réseau de distribution auxquelles ils font appel ayant du personnel sous statut public en ce compris toutes les obligations résultant de mises à la pension anticipée, quel que soit le tantième fixé, 6° le précompte immobilier dû et les taxes, prélèvements et rétributions locaux, à l'exclusion, en cas de dommages non assurables, des amendes infligées au gestionnaire du réseau et des indemnisations à charge du gestionnaire du réseau en cas d'incidents sur le réseau.7° les moins-values enregistrées et la partie de la plus-value visée à l'article 4, § 1er, relative aux équipements mis hors service dans le courant de l'année concernée, pour autant que les montants correspondant à cette partie de la plus-value soient portés sur une réserve au passif du gestionnaire de réseau.La Commission contrôle la concordance entre l'évolution de cette réserve et les mises hors service enregistrées. La méthode appliquée par le GRD en vue de déterminer les mises hors service techniques est attestée par le réviseur du GRD concerné. La plus-value déterminée à l'article 4, § 1er, est reprise et reportée dans les coûts à un taux de 2 % par an durant la première période régulatoire. A l'issue de la troisième année de chaque période régulatoire, la moyenne avancée des mises hors service sur les 4 années précédentes est déterminée. Cette moyenne glissante est appliquée au cours de la prochaine période régulatoire. 8° les moins-values enregistrées;9° les charges financières (« embedded costs »);10° les impôts sur les sociétés et les personnes morales effectivement dus;11° les réductions de coûts qui résultent de diverses opérations, pour autant qu'elles soient réalisées dans le cadre des activités visées à l'article 8, § 1er, de la loi, notamment : * les recettes issues de la location de pylônes et supports, pour autant qu'ils font partie de l'actif régulé; * les recettes issues de la location du réseau de fibres optiques, pour la partie qui appartient à l'actif régulé; * les recettes issues d'autres activités régulées; * les plus-values sur la réalisation d'actifs * le résultat sur des activités secondaires * les diverses recettes. 12° si le régulateur régional concerné l'impose : la rémunération facturée par le gestionnaire du réseau de transport pour l'utilisation du réseau de transport, y compris les surcharges facturées par le gestionnaire du réseau de transport 13° les coûts pour les obligations de service public;14° les coûts du transit, facturés par les autres gestionnaires du réseau de distribution 15° Les réductions de coûts et/ou les augmentations de coûts qui résultent de transferts entre le compte de résultats et le bilan, y compris les différences imputées au revenu de périodes régulatoires antérieures. § 2. Les coûts, visés à l'article 12octies, § 5, 1°, de la loi, sur lesquels le gestionnaire du réseau n'exerce pas de contrôle direct, sont ceux visés au § 1er, 1° 2°, 5°, 6°, 7°, 8°, 9°, 10°, 12°, 13°, 14°, et 15° du présent article. § 3. Les coûts, visés à l'article 12octies, § 5, 2°, de la loi, sur lesquels le gestionnaire du réseau exerce un contrôle direct, sont ceux visés au § 1er, 3°, 4° et 11° du présent article. Section 2. - La marge équitable Art. 3.§ 1er. La marge équitable constitue l'indemnisation du capital investi par le gestionnaire dans le réseau. La marge équitable est fixée tous les ans en appliquant le pourcentage de rendement visé à l'article 6 sur la valeur moyenne visée à l'article 5, § 5, de l'actif régulé prévu à l'article 4. § 2. La marge équitable est une rémunération nette, après application de l'impôt des sociétés et sur les personnes morales (c-à-d. la marge équitable brute avant impôts, s'il y a impôt, est déterminée par : la rémunération équitable après impôt / (1-t)), mais avant application du précompte mobilier sur les dividendes. L'impôt réel sur les sociétés dû par le gestionnaire du réseau est inclus dans les coûts visés à l'article 12octies, § 3, 1°, de la loi. Section 3. - L'actif régulé Art. 4.§ 1er. La valeur initiale (iRAB) de l'actif régulé (RAB) se compose de la somme de la valeur de reconstruction économique nette des immobilisations corporelles régulées telles que fixées au 31 décembre 2001 et du besoin en fonds de roulement net du gestionnaire du réseau. La valeur initiale de l'actif régulé est la somme de la valeur nette comptable des immobilisations corporelles et de la Plus-value (e.a.m. la Plus-value est la différence positive entre la valeur de l'iRAB et la valeur comptable nette amortie). § 2. La valeur de l'actif régulé, sur laquelle le pourcentage de rendement est appliqué, est dérivée de la valeur initiale de l'actif régulé, visée au § 1er, et évolue annuellement selon les règles d'évolution prévues à l'article 5. § 3. Pour autant qu'il dispose d'un inventaire technique, chaque Gestionnaire de réseau a néanmoins la possibilité d'introduire avant le 15 novembre 2008 et de faire approuver par la Commission avant le 31 décembre 2008 une valeur de réseau régulé au 31 décembre 2001 basée sur la valeur de reconstruction économique. Section 4. - Les règles d'évolution de l'actif régulé dans le temps Art. 5.§ 1er. La valeur de reconstruction économique évolue chaque année depuis le 1er janvier 2008 par : - l'ajout de tous les nouveaux investissements de cette année, tant les investissements d'extension que les investissements de remplacement; - la déduction de la valeur comptable nette des mises hors service de cette année; - la déduction de la partie de la plus-value afférente aux immobilisations corporelles telles que reprises dans l'actif régulé visée à l'article 4 et relative aux équipements mis hors service dans le courant de l'année concernée; Cette plus-value est déduite et reprise dans les coûts à un taux de 2 % l'an dans la première période régulatoire. A l'issue de la troisième année de chaque période régulatoire, la moyenne avancée est déterminée sur les 4 années précédentes. Cette moyenne avancée est appliquée au cours de la prochaine période régulatoire. - la déduction des amortissements budgétés des immobilisations corporelles régulées à la fin de cette année; - la déduction des interventions de tiers; - la déduction de la partie des éventuels subsides qui sont repris dans le résultat de l'exercice comptable selon les normes comptables en vigueur; - l'ajout de l'évolution du besoin en fonds de roulement par rapport à la dernière valeur prise en compte; § 2. Les investissements visés au § 1er sont ceux figurant dans le plan de développement approuvé par le régulateur régional. Les plus-values déduites visées au § 1er sont celles figurant dans la liste visée à l'article 17, § 2, 2°, à et jugées raisonnables par la Commission. § 3. Le montant annuel des amortissements visés au § 1er est déterminé sur la base de la valeur d'acquisition historique et de …