Décret exécutif n° 05-182 du 9 Rabie Ethani 1426 correspondant au 18 mai 2005 relatif à la régulation des tarifs et à la rémunération des activités de transport, de distribution et de commercialisation de l’électricité et du gaz

Le présent décret a pour objet de définir les méthodologies et paramètres servant de base, pour l’électricité et le gaz, à la détermination de la rémunération des activités de transport, de distribution et de commercialisation de l’électricité, à la fixation des tarifs d’utilisation des réseaux de transport et de distribution et des tarifs applicables aux clients non éligibles et à la révision desdits tarifs et rémunérations, conformément aux articles 68, 80, 90, 91, 92 et 97 à 101 de la loi n° 02-01 du 22 Dhou El Kaada 1422 correspondant au 5 février 2002 relative à l’électricité et à la distribution du gaz par canalisation.

Au sens du présent décret, on entend par :

— loi : la loi n° 02-01 du 22 Dhou El Kaada 1422 correspondant au 5 février 2002 relative à l’électricité et à la distribution du gaz par canalisation ;

— débit ou puissance mis(e) à disposition : débit ou puissance réservé(e) par un fournisseur en vertu d’un accord et que le client peut appeler selon ses besoins ;

— débit ou puissance maximal(e) absorbé(e) : débit ou puissance tel (le) que mesuré(e) par un ou plusieurs indicateurs d’appel maximum de débit ou de puissance durant la période de facturation ;

— prix de déséquilibre de l’électricité : rémunération de la fourniture (ou de la non-fourniture) de quantités d’électricité en plus (ou en moins) des quantités contractuelles, fourniture justifiée par une demande et/ou une production et/ou de pertes de réseau plus élevées (ou plus faibles) ;

— revenu requis : revenu permettant la récupération par l’opérateur, via la facturation aux clients, de la totalité des coûts reconnus par la commission de régulation incluant les frais généraux, les charges d’exploitation et de maintenance, l’amortissement, la fiscalité, le rendement sur le capital et le cas échéant les services auxiliaires ;

— coûts reconnus, revenus requis, bénéfices requis: coûts, revenus ou bénéfices tels qu’ils ressortent du système comptable des opérateurs, reconnus et/ou autorisés par la commission de régulation, après concertation avec les opérateurs ; —coûts de développement : coûts et charges engendrés par les ouvrages au cours de leur réalisation et non compris dans la base tarifaire ;

— services auxiliaires : services élaborés à partir des contributions élémentaires provenant essentiellement des installations de production qui sont nécessaires pour transmettre l’énergie depuis ces installations de production jusqu’aux charges tout en assurant la sûreté de fonctionnement du système électrique ; il s’agit principalement de contributions au réglage de la fréquence et de la puissance active et au réglage de la tension et de la puissance réactive, ainsi que de la participation à la reconstitution du réseau suite à un incident ;

— basse tension : le courant distribué est livré à la tension nominale 220/380 V qui sera porté progressivement à 230/400 V ;

— haute tension de classe HTA : le courant distribué en haute tension de classe A est livré aux tensions nominales entre phases de : 5,5 kV, 10 kV ;

— haute tension de classe HTB : le courant distribué en haute tension de classe B est livré aux tensions nominales entre phases de : 30 kV, 60 kV, 90 kV, 220 kV et plus.

Les définitions des autres termes spécifiques contenus dans le présent décret sont celles définies dans l’article 2 de la loi.

Les dispositions tarifaires suivantes sont applicables à la distribution de l’électricité et du gaz :

a) chaque client doit disposer du comptage adéquat au tarif qui lui est appliqué ;

b) un dispositif automatique peut éventuellement empêcher le client de dépasser la limite du débit ou de la puissance mis(e) à sa disposition ;

c) les tarifs de l’électricité et du gaz sont basés sur une formule comportant la redevance fixe, la facturation de la puissance ou du débit mis à disposition et la facturation de l’énergie fournie. Les tarifs sont classés en séries selon les niveaux de tension ou de pression et chaque série regroupe les tarifs du niveau de raccordement du client.

Les tarifs sont éventuellement modulés selon les heures de la journée et de la saison ;

d) pour les clients électricité, l’énergie active est considérée comme normalement accompagnée d’une fourniture d’énergie réactive jusqu’à concurrence de 50% de l’énergie active.

Un système d’incitation à la réduction de la consommation de l’énergie active sera intégré dans les tarifs sous la forme d’une bonification pour l’énergie réactive non consommée en deçà de 50% et d’une pénalité en cas de dépassement de ce seuil.

Dans le cadre de contrats bilatéraux, la rémunération de la production de l’électricité est établie librement entre le producteur de l’électricité d’une part, et le distributeur, l’agent commercial, le client éligible ou le gestionnaire du réseau de transport de l’électricité pour l’achat des pertes, d’autre part.

Les contrats d’achat de l’électricité conclus par les distributeurs sont remis à la commission de régulation.

Dans le cadre du recours au marché, la rémunération de la production de l’électricité est, conformément à l’article 89 de la loi, basée sur les éléments suivants :

— le prix de l’énergie électrique issu de l’équilibre offre-demande et résultant du traitement élaboré par l’opérateur du marché ;

— le coût de la garantie de puissance fournie au système ;

— le coût des services auxiliaires nécessaires pour assurer la qualité de la fourniture.

Dans le cadre du fonctionnement du service public, la production de l’électricité à partir des installations raccordées au réseau interconnecté national, existantes au 1er janvier 2005, est destinée de façon prioritaire à la satisfaction des clients alimentés par le réseau basse tension.

La rémunération de la production de l’électricité citée à l’alinéa précédent comprend les coûts d’investissement, d’exploitation et de maintenance, d’autres coûts éventuels nécessaires à l’activité ainsi qu’une rétribution équitable du capital investi telle qu’appliquée dans les activités similaires.

La production de l’électricité à partir des installations raccordées au réseau interconnecté national, réalisées suite au recours par la commission de régulation à la procédure d’appel d’offres à la construction de nouvelles installations de production, conformément à l’article 22 de la loi, est destinée en priorité à la satisfaction des clients alimentés par les réseaux HTA et HTB.

La rémunération de la production de l’électricité citée à l’alinéa précédent est celle qui découle des engagements contractés à l’occasion de l’octroi de l’autorisation d’exploiter.

En attendant la mise en place du marché, l’opérateur du système est chargé de compenser les écarts de fourniture et de consommation d’électricité. Il arrête le prix de déséquilibre cité à l’article 2 ci-dessus et en informe la commission de régulation.

La production de l’électricité destinée aux centres isolés, à partir d’installations de production existantes au 1er janvier 2005 dont la puissance totale installée est supérieure à 15 MW, fait l’objet de contrats d’achat conclus entre le producteur et le distributeur et individualisés par installation de production ou groupe d’équipements de production.

La rémunération de la production de l’électricité citée à l’alinéa précédent comprend les coûts d’investissement, d’exploitation et de maintenance, d’autres coûts éventuels nécessaires à l’activité ainsi qu’une rétribution équitable du capital investi telle qu’appliquée dans les activités similaires.

La production de l’électricité destinée aux centres isolés, à partir d’installations de production dont la puissance est supérieure à 15 MW, réalisées suite au recours par la commission de régulation à la procédure d’appel d’offres à construction de nouvelles installations de production, conformément à l’article 22 de la loi, est rémunérée sur la base des engagements contractés à l’occasion de l’octroi de l’autorisation d’exploiter.

Pour la production de l’électricité à partir d’installations de production de puissance inférieure à 15 MW, objet d’une concession unique avec les réseaux de distribution isolés qu’elles desservent, conformément aux articles 12 et 73 de la loi, la rémunération de la production est fixée par la commission de régulation en tenant compte des coûts d’investissement, d’exploitation et de maintenance et des autres coûts éventuels nécessaires à l’activité ainsi qu’une rétribution équitable du capital investi.

Le distributeur concessionnaire tiendra des comptabilités séparées pour les activités production et distribution. 13 Rabie Ethani 1426 JOURNAL OFFICIEL 22 mai 2005

Le développement de la production d’électricité destinée aux centres isolés à partir d’installations de production dont la puissance est inférieure à 15 MW est à la charge exclusive du distributeur concessionnaire.

Il est réalisé sur la base d’un dossier d’appel d’offres approuvé par la commission de régulation.

La rémunération de cette production d’électricité découle de l’appel d’offres lancé par le distributeur concessionnaire et dont les résultats sont validés par la commission de régulation.

Les rémunérations du transport de l’électricité et du transport du gaz sont, conformément aux articles 68, 69, 70 et 90 de la loi, fixées par la commission de régulation sur la base des méthodologies et des paramètres définis dans le titre III du présent décret.

Elles comprennent, conformément à l’article 90 de la loi, les coûts d’investissement, d’exploitation et de maintenance des installations, d’autres coûts nécessaires à l’exercice de l’activité ainsi qu’une rétribution équitable du capital investi telle qu’appliquée dans les activités similaires en prenant en compte les coûts de développement.

Elles intègrent des incitations à la réduction des coûts et à l’amélioration de la qualité de la fourniture. A ce titre, la détermination des rémunérations du transport de l’électricité et du transport du gaz est accompagnée par la fixation d’objectifs d’amélioration de la qualité de la fourniture et du service à la clientèle.

Les travaux nécessaires au raccordement de l’installation du client au réseau de transport sont réalisés par le gestionnaire du réseau ou par le client, s’il le désire, selon une procédure proposée par le gestionnaire du réseau et approuvée par la commission de régulation ; le niveau de la participation financière du client au coût de ces travaux est défini dans le cahier des charges du gestionnaire du réseau de transport concerné.

En attendant la publication du cahier des charges cité à l’alinéa précédent, la participation du client au coût des travaux de raccordement est régie par les dispositions du décret exécutif n° 02-194 du 15 Rabie El Aouel 1423 correspondant au 28 mai 2002 portant cahier des charges relatif aux conditions de fourniture de l’électricité et du gaz par canalisation.

Les réseaux de transport de l’électricité et de transport du gaz sont accessibles aux tiers (client éligible, distributeur et agent commercial), conformément aux dispositions des articles 61 et 65 de la loi.

L’accès auxdits réseaux est accordé par l’opérateur du système, pour l’électricité ou par le gestionnaire du réseau de transport du gaz, en contrepartie du paiement du tarif d’utilisation du réseau de transport concerné.

DE LA REPUBLIQUE ALGERIENNE N° 36 5

Les tarifs d’utilisation des réseaux de transport de l’électricité et de transport du gaz cités ci-dessus doivent permettre une juste rémunération du gestionnaire du réseau de transport concerné et le recouvrement par ce dernier du revenu requis, autorisé par la commission de régulation.

Le revenu requis de chacun des gestionnaires des réseaux de transport de l’électricité et de transport du gaz est déterminé par la commission de régulation, selon une périodicité qui ne saurait être inférieure à une année, en prenant en compte, pour un exercice comptable donné, les coûts reconnus d’investissement, d’exploitation et de maintenance, les taxes et impôts dus et éventuellement d’autres coûts reconnus ainsi qu’une rémunération équitable du capital investi prenant en compte les coûts de développement.

La commission de régulation procède à la détermination du revenu requis de chacun des gestionnaires des réseaux, en utilisant la formule suivante :

RR = CE + CA + r*B +TI Où :

B = actifs en service – amortissements accumulés r = (rfp * % fonds propres + rd * % dette) Avec

— RR : revenu requis.

— CE : coûts d’exploitation et de maintenance reconnus.

— CA : charges d’amortissement.

— r*B : bénéfice requis.

— TI : taxes et impôts payés dus.

— B : base d’actifs régulée.

— r : coût de rémunération du capital tenant compte des coûts de développement ;

— rfp : rendement requis sur les fonds propres ;

— rd : coût moyen de la dette.

Le revenu requis de chacun des gestionnaires des réseaux est déterminé à partir de l’analyse des documents fournis par le gestionnaire du réseau, conformément à l’article 22 ci-dessous.

Les coûts d’exploitation et de maintenance du réseau sont déterminés par la commission de régulation à partir de l’analyse des coûts techniques et de la comptabilité du gestionnaire du réseau concerné.

La commission de régulation met en œuvre des mesures incitatives qui encouragent la réduction des pertes. A cet effet, les pertes de l’activité, identifiées comme telles par la commission de régulation, sur la base d’un programme annuel de production, sont incluses dans les coûts d’exploitation.

Les pertes supplémentaires dépassant le niveau fixé par la commission de régulation sont supportées par l’opérateur qui en est responsable.

Les pertes supplémentaires engendrées par des causes externes au fonctionnement du système et indépendantes de la responsabilité des opérateurs sont incluses dans les coûts d’exploitation.

Les charges d’amortissement des actifs utiles en service dans l’activité (base d’actifs régulée) sont déterminées par décision de la commission de régulation après conseil des parties par un expert indépendant.

Pour la première détermination du revenu requis, la base d’actifs régulée initiale, ainsi que la durée d’amortissement de chaque nature d’actif sont arrêtées par décision de la commission de régulation sur la base d’une étude effectuée par un organisme indépendant spécialisé dans le domaine.

Le bénéfice requis est obtenu par l’application du coût de rémunération du capital à la base d’actifs régulée.

Le coût du capital est obtenu par la moyenne pondérée des coûts des fonds propres et des coûts de la dette. Il est déterminé par décision de la commission de régulation, le cas échéant, sur la base d’une expertise indépendante.

Les montants des taxes et impôts dus sont déterminés par la commission de régulation sur la base des documents fournis par le gestionnaire du réseau et de la législation fiscale en vigueur.

Pour la détermination du revenu requis, le gestionnaire du réseau remet à la commission de régulation un dossier comprenant :

— un business plan couvrant les dix (10) années à venir, accompagné des pièces suivantes : la base d’actifs en début de période ; les coûts opérationnels pour les années futures ; le programme d’investissement retenu ; le coût du capital proposé ;

— les comptes annuels certifiés les plus récents ;

— les données physiques, financières et comptables.

Les modèles-types des questionnaires et documents constituant ce dossier sont définis dans une décision de la commission de régulation.

Les tarifs d’utilisation des réseaux de transport de l’électricité et de transport de gaz sont fixés par la commission de régulation, sur proposition des gestionnaires des réseaux de transport, dans le respect des principes de transparence, de non-discrimination, d’uniformité des structures tarifaires sur l’ensemble du territoire national, conformément aux articles 68 à 70 de la loi et doivent permettre le recouvrement du revenu requis déterminé par application des dispositions des articles 16 à 22 ci-dessus.

Ces tarifs comprennent une charge fixe par unité de puissance/débit mis à disposition (kW pour l’électricité ou Nm3/h pour le gaz) et une charge variable par unité d’énergie transportée (kWh ou thermie). Ils sont fonction de la tension/pression de raccordement et peuvent dépendre de la période horaire et éventuellement saisonnière.

Ils sont révisés selon la même périodicité que le revenu requis de l’opérateur concerné.

Les tarifs d’utilisation des réseaux de transport sont publiés par la commission de régulation.

En cas de variations non prévues des paramètres économiques ayant servi à la détermination des tarifs du transport de l’électricité et du transport du gaz, il peut être procédé, à l’initiative de la commission de régulation ou du gestionnaire du réseau concerné, à la révision anticipée desdits tarifs.

Cette procédure de révision des tarifs doit revêtir un caractère exceptionnel.

Les coûts relatifs à la conduite du système électrique et du système gazier font partie des coûts permanents du système, conformément à l’article 94 de la loi.

Les tarifs de conduite du système électrique et du système gazier doivent permettre la récupération par chacun des opérateurs du revenu requis autorisé par la commission de régulation et couvrir le coût du dispatching ainsi que les coûts générés par les études et l’achat des services auxiliaires tels que définis à l’article 2 ci-dessus.

Ces tarifs peuvent être constitués d’une charge variable sur les volumes d’énergie commercialisés, incluse dans les quotes-parts correspondant aux coûts permanents mentionnées à l’article 34 ci-dessous.

Ils sont proposés par l’opérateur du système électrique et le gestionnaire du réseau de transport du gaz et approuvés par la commission de régulation.

En attendant la mise en place de l’opérateur du système électrique, le tarif de conduite du système électrique est proposé par le gestionnaire du réseau de transport de l’électricité et approuvé par la commission de régulation.

Les coûts de l’opérateur du marché font partie des coûts permanents du système, conformément à l’article 94 de la loi. Ils sont à la charge des clients finals éligibles ou non éligibles et sont recouvrés conformément aux dispositions de l’article 34 ci-dessous.

Les rémunérations de la distribution de l’électricité et de la distribution du gaz sont, conformément aux articles 70, 80, 91, 97 et 98 de la loi, fixées par la commission de régulation sur la base des méthodologies et des paramètres définis dans le titre V du présent décret. 13 Rabie Ethani 1426 JOURNAL OFFICIEL 22 mai 2005 Elles prennent en compte, conformément à l’article 91 de la loi, les coûts d’investissement, d’exploitation et de maintenance des installations, les caractéristiques des zones de distribution desservies, d’autres coûts nécessaires à l’exercice de l’activité ainsi qu’une rétribution équitable du capital investi telle qu’appliquée dans les activités similaires en prenant en compte les coûts de développement.

Elles intègrent des incitations à la réduction des coûts et à l’amélioration de la qualité. A ce titre, la détermination de la rémunération est accompagnée par la fixation d’objectifs d’amélioration de la qualité de la fourniture et du service à la clientèle.

Les travaux nécessaires au raccordement de l’installation d’un client au réseau de distribution sont réalisés par le gestionnaire du réseau concerné ou par le client, s’il le désire, selon une procédure proposée par le gestionnaire du réseau et approuvée par la commission de régulation ; le niveau de la participation financière du client au coût de réalisation de l’ouvrage de raccordement est, conformément aux dispositions des articles 77 et 78 de la loi, défini dans le cahier des charges fixant les droits et obligations du concessionnaire.

En attendant la mise en œuvre du régime de la concession de distribution prévu par la loi, la participation du client au coût des travaux de raccordement est régie par les dispositions du décret exécutif n° 02-194 du 15 Rabie El Aouel 1423 correspondant au 28 mai 2002 portant cahier des charges relatif aux conditions de fourniture de l’électricité et du gaz par canalisation.

Les réseaux de distribution de l’électricité et de distribution du gaz sont accessibles aux tiers, conformément aux dispositions des articles 61 et 65 de la loi.

L’accès est accordé par le gestionnaire du réseau de distribution, moyennant paiement du tarif d’utilisation du réseau de distribution concerné.

Les tarifs d’utilisation des réseaux de distribution de l’électricité et de distribution du gaz, cités ci-dessus, doivent permettre une juste rémunération du gestionnaire du réseau de distribution concerné et le recouvrement par ce dernier du revenu requis, autorisé par la commission de régulation.

Le revenu requis de chacun des gestionnaires des réseaux de distribution de l’électricité et du gaz est déterminé par la commission de régulation, selon une périodicité qui ne saurait être inférieure à une année, en prenant en compte pour un exercice comptable donné les coûts reconnus d’exploitation, de maintenance et d’investissement, les taxes et impôts dus et éventuellement d’autres coûts reconnus ainsi qu’une rémunération équitable du capital investi prenant en compte les coûts de développement.

La commission de régulation procède à la détermination du revenu requis de chacun des gestionnaires, selon les modalités décrites aux articles 17 à 22 ci-dessus.

DE LA REPUBLIQUE ALGERIENNE N° 36 7

Les tarifs d’utilisation des réseaux de distribution de l’électricité et de distribution du gaz sont fixés par la commission de régulation, sur proposition des gestionnaires des réseaux de distribution, dans le respect des principes de transparence, de non-discrimination, d’uniformité des structures tarifaires sur l’ensemble du territoire national, conformément aux articles 68 à 70 de la loi et doivent permettre le recouvrement du revenu requis déterminé en application des dispositions des articles 29 et 30 ci-dessus .

Ces tarifs comprennent une charge fixe par unité de puissance/débit mise à disposition (kW pour l’électricité ou Nm3/h pour le gaz) et d’une charge variable par unité d’énergie transportée (kWh ou thermie). Ils sont fonction de la tension/pression de raccordement et peuvent dépendre de la période horaire et éventuellement saisonnière.

Ils sont uniformes sur l’ensemble du territoire national.

Ils sont révisés avec la même périodicité que le revenu requis des opérateurs concernés.

Les tarifs d’utilisation des réseaux de distribution sont publiés par la commission de régulation.

En cas de variations non prévues des paramètres économiques ayant servi à la détermination des tarifs de distribution de l’électricité et de distribution du gaz, il peut être procédé, à l’initiative de la commission de régulation ou du gestionnaire du réseau concerné, à la révision anticipée desdits tarifs.

Cette procédure de révision des tarifs doit revêtir un caractère exceptionnel.

Les rémunérations de la commercialisation de l’électricité et de celle du gaz doivent permettre la couverture des coûts des prestations engagées pour ces activités, notamment le relevé des compteurs, la facturation, l’encaissement, le conseil à la clientèle et le traitement des réclamations.

Elles prennent la forme de marges de commercialisation autorisées par une décision de la commission de régulation.

Les frais de fonctionnement de la commission de régulation font partie des coûts permanents du système, conformément à l’article 94 de la loi.

Ils sont déterminés sur la base du budget annuel de la commission, approuvé par le ministre chargé de l’énergie.

Ils sont recouvrés à travers une charge variable sur les volumes d’énergie commercialisés, incluse dans les quote-parts correspondant aux coûts permanents des systèmes électrique et gazier mentionnées à l’article 36 ci-dessous.

Les coûts permanents du système tels que définis à l’article 94 de la loi sont à la charge des clients finals éligibles ou non éligibles, conformément aux articles 98, 100 et 103 de la loi.

Pour les clients non éligibles, une quote-part correspondant aux coûts permanents des systèmes électrique et gazier est incluse dans les tarifs finals de fourniture de l’électricité et du gaz, conformément à l’article 40 ci-dessous.

Pour les clients éligibles raccordés à un réseau de transport, le gestionnaire du réseau concerné facture la quote-part correspondant aux coûts permanents du système additivement aux tarifs d’utilisation du réseau.

Pour les clients éligibles raccordés aux réseaux de distribution, le gestionnaire du réseau concerné facture la quote-part correspondant aux coûts permanents du système additivement aux tarifs d’utilisation du réseau.

Les montants correspondant aux quotes-parts citées ci-dessus doivent apparaître de manière explicite sur les factures établies par les opérateurs concernés.

Les coûts de diversification définis à l’article 98 de la loi sont à la charge des clients finals éligibles ou non éligibles, conformément aux articles 98 et 103 de la loi.

Pour les clients non éligibles, une quote-part correspondant aux coûts de diversification est incluse dans les tarifs finals de fourniture de l’électricité, conformément à l’article 40 ci-dessous.

Pour les clients éligibles raccordés au réseau de transport de l’électricité, le gestionnaire du réseau concerné facture la quote-part correspondant aux coûts de diversification, additivement au tarif d’utilisation du réseau.

Pour les clients éligibles raccordés à un réseau de distribution de l’électricité, le gestionnaire du réseau concerné facture la quote-part correspondant aux coûts de diversification, additivement au tarif d’utilisation du réseau.

Les montants correspondant aux quotes-parts citées ci-dessus doivent apparaître de manière explicite sur les factures établies par les opérateurs concernés.

Les tarifs de la fourniture de l’électricité et du gaz aux clients non éligibles doivent permettre de recouvrer les coûts constitutifs de cette fourniture reconnus par la commission de régulation, notamment ceux prévus dans les articles 97 à 100 de la loi et détaillés dans les titres II à VIII du présent décret pour l’approvisionnement en électricité et en gaz et la rémunération des activités de transport, de dispatching, de distribution et de commercialisation.

Dans le cadre de la mise en œuvre des dispositions de l’article 3 de la loi, l’Etat peut décider un soutien des prix de l’électricité et du gaz en direction de catégories de citoyens identifiées.

Le montant de ce soutien est recouvré par le(s) opérateur(s) concerné(s) à travers une subvention de l’Etat et/ou les tarifs appliqués aux autres catégories de clients.

Les tarifs hors taxes de l’électricité à appliquer aux clients non éligibles sont, conformément aux articles 97 et 98 de la loi, uniformes sur tout le territoire national et incluent les paramètres suivants :

— les coûts de production de l’électricité tels qu’ils ressortent de l’application des dispositions des articles 4 à 9 du présent décret ;

— les coûts relatifs au transport et la distribution ;

— les coûts de commercialisation ;

— les coûts permanents du système électrique ;

— les coûts de diversification.

Ils peuvent inclure des incitatifs à l’économie d’énergie.

En attendant la mise en place du marché de l’électricité et la définition d’un nouveau système de tarification aux clients non éligibles, les structures actuelles des tarifs de l’électricité sont reconduites.

L’expression générale de la structure tarifaire est un polynôme comportant trois parties : un terme constant, un terme qui facture la puissance et un terme qui facture l’énergie.

Les fournitures d’électricité sont facturées selon la formule :

F = a + [c*Pmd + d*Pma ] + [∑eh*Eh + g*(W-r*E)] Où :

F : Montant de la facture (DA). a : Redevance fixe (DA) ; elle couvre les frais de gestion technique et commerciale : entretien du raccordement au réseau, entretien courant, vérification du comptage, relevé et facturation.

Pmd : Puissance mise à disposition du client (kW) ; c’est la puissance réservée par le distributeur en vertu d’un accord passé avec le client et que ce dernier peut appeler selon ses besoins.

Pma : Puissance maximale absorbée (kW) au cours de la période de facturation. La facturation de la Pma incite le client à étaler sa consommation et à éviter les appels de puissance à la pointe. La Pma ne doit pas dépasser la Pmd. c, d : Prix de facturation (DA/kW/mois) de la puissance mise à disposition et de la puissance maximale absorbée.

E : Energie (kWh) consommée en cours de la période de facturation. 13 Rabie Ethani 1426 JOURNAL OFFICIEL 22 mai 2005 Eh : Energie consommée au cours de la période de facturation dans le poste horaire h (E = ∑ Eh ) et dont le prix est différencié par période de la journée(postes horaires) : heures de pointe (17 h - 21 h), heures pleines (6 h à 17 h et 21 h à 22 h 30) et heures creuses (22 h 30 à 6 h). Ces 3 postes donnent lieu à 6 périodes tarifaires. Ces postes horaires pourraient être révisés par la commission de régulation sur proposition des opérateurs ou par la commission de régulation après avis des opérateurs. e h : Prix de l’énergie (cDA/kWh) par poste horaire h.

W : Energie réactive (kVArh) consommée au cours de la période de facturation. g : Prix de l’énergie réactive (cDA/KVArh). r : valeur du rapport tg ∅ = W/E ; la consommation d’énergie réactive donne lieu à une bonification ou à une facturation conformément aux dispositions de l’article 3 ci-dessus.

Il est défini un prix moyen de l’électricité, hors coûts permanents et coûts de diversification, par catégorie de niveau de tension, correspondant au rapport entre la somme des coûts nécessaires à la desserte de la clientèle raccordée à cette catégorie de niveau de tension et l’énergie consommée par cette clientèle.

Ce prix moyen est obtenu, pour chacune des catégories de niveaux de tension, par les formules suivantes :

P(HT) = Cprod(HT) + Cres(HT) + Ccom(HT) P(MT) = Cprod(MT) + Cres(HT) + Cres(MT)+ Ccom(MT) P(BT) = Cprod(BT)+Cres(HT)+Cres(MT)+CresBT)+Ccom(BT) Où :

P : prix moyen de vente du kWh à la clientèle de la catégorie du niveau de tension considéré ;

Cprod : coût d’approvisionnement moyen du kWh produit pour alimenter la clientèle de la catégorie du niveau de tension considéré ;

Cres : coût moyen par kWh de l’utilisation du réseau par la clientèle de la catégorie du niveau de tension considéré ;

Ccom : coût moyen par kWh de commercialisation à la clientèle de la catégorie du niveau de tension considéré ;

HT : fait référence à la clientèle raccordée à un réseau fonctionnant à une tension supérieure ou égale à 60 kV ;

MT : fait référence à la clientèle raccordée à un réseau fonctionnant à une tension comprise entre 5,5 et 36 kV ;

BT : fait référence à la clientèle raccordée à un réseau fonctionnant à une tension de 220 V ou 380 V.

La commission de régulation procède périodiquement au calcul des prix moyens ci-dessus selon les dispositions des titres II, III, V et VI portant sur la rémunération de la production, du transport, de la distribution et de la commercialisation de l’électricité ainsi que celles de l’article 42 ci-dessus.

DE LA REPUBLIQUE ALGERIENNE N° 36 9 Elle en déduit leur taux d’évolution par rapport aux prix moyens de la période précédente.

Les tarifs de l’électricité à appliquer aux clients non éligibles pour une période donnée sont obtenus en ajustant les paramètres de chacun des tarifs du système tarifaire défini à l’article 41 ci-dessus.

Cet ajustement est opéré de manière à ce que les prix moyens de l’électricité, hors coûts permanents et coûts de diversification, évoluent selon le taux calculé au 2ème alinéa du présent article.

Les tarifs finals sont obtenus en ajoutant les quotes-parts correspondant aux coûts permanents du système électrique et aux coûts de diversification définis aux articles 36 et 37 ci-dessus.

Les tarifs hors taxes du gaz à appliquer aux clients non éligibles sont, conformément aux articles 99 et 100 de la loi, uniformes sur tout le territoire national et incluent les paramètres suivants :

— le coût moyen d’approvisionnement du gaz livré au réseau de transport national fixé par la commission de régulation ;

— les coûts relatifs au transport et la distribution du gaz ;

— les coûts de commercialisation ;

— les coûts permanents du système gazier.

Ils peuvent inclure des incitatifs à l’économie d’énergie.

En attendant la mise en place du marché du gaz, et la définition d’un nouveau système de tarification aux clients non éligibles, les structures actuelles des tarifs du gaz sont reconduites.

L’expression générale de cette structure est un polynôme comportant 3 termes : un terme constant, un terme facturant le débit horaire et un terme facturant l’énergie.

Les fournitures de gaz naturel sont facturées selon la formule :

F = a + [c*Dmd + d*Dma] + e*Q dans laquelle , F : montant mensuel de la facture (DA). a : redevance fixe (DA) couvrant les frais de gestion technique et commerciale du client : entretien du raccordement au réseau, entretien courant, vérification du comptage, relèvé, facturation.

Dmd : débit mis à disposition (thermie/heure) ; c’est le débit horaire réservé par le distributeur en vertu d’un accord avec l’abonné et que ce dernier peut appeler selon ses besoins.

Dma : débit maximum absorbé (thermie/ heure) au cours de la période de facturation. c et d : prix unitaires de facturation (cDA/thermie/heure) des débits mis à disposition et maximum absorbé. e*Q : terme qui facture l’énergie. e : prix unitaire (cDA/thermie) de l’énergie.

Q : quantité de gaz (thermies) consommée pendant la période de facturation.

Il est défini un prix moyen du gaz par niveau de pression, hors coûts permanents du système gazier, correspondant au rapport entre la somme des coûts nécessaires à la desserte de la clientèle raccordée à ce niveau de pression et l’énergie consommée par cette clientèle.

Il est obtenu, pour chacun des niveaux de pression, par les formules suivantes :

P(HP) = Cint + Cres(HP)+ Ccom(HP) P(MP) = Pint + Cres(HP) + Cres(MP)+ Ccom(MP) P(BP) = Pint + Cres(HP)+ Cres(MP)+ Cres(BP)+ Ccom(BP) Où :

P : prix moyen de vente de la thermie à la clientèle du niveau de pression considéré ;

Cint : coût moyen pondéré entre le coût d’approvisionnement du gaz sur le réseau national de transport et celui correspondant aux réseaux isolés ;

Cres : coût moyen par thermie d’utilisation du réseau par la clientèle du niveau de pression considéré ;

Ccom : coût moyen par thermie de commercialisation à la clientèle du niveau de pression considéré ;

HP : fait référence à la clientèle raccordée à un réseau fonctionnant à une pression absolue supérieure ou égale à 17 bars ;

MP : fait référence à la clientèle raccordée à un réseau fonctionnant à une pression absolue comprise entre 1,4 et 5 bars ;

BP : fait référence à la clientèle alimentée à une pression absolue inférieure à 1,05 bar.

La commission de régulation procède périodiquement au calcul des prix moyens ci-dessus selon les dispositions des titres III, V et VI portant sur la rémunération du transport, de la distribution et de la commercialisation du gaz ainsi que de celles de l’article 46 ci-dessus.

Elle en déduit leur taux d’évolution par rapport aux prix moyens de la période précédente.

Les tarifs du gaz à appliquer aux clients non éligibles pour une période donnée sont obtenus en ajustant les paramètres de chacun des tarifs du système tarifaire défini à l’article 45 ci-dessus.

Cet ajustement est opéré de façon à ce que les prix moyens du gaz, hors coûts permanents du système gazier, évoluent selon le taux calculé au 2ème alinéa du présent article.

Les tarifs finals du gaz sont obtenus en ajoutant la quote-part correspondant aux coûts permanents du système gazier.

Dans l’attente de la mise en place de la caisse de l’électricité et du gaz prévue par l’article 5 de la loi, « SONELGAZ - SPA » assure la compensation des recettes entre les différents opérateurs de distribution.

“SONELGAZ - SPA” communiquera les informations concernant cette compensation à la commission de régulation.

En attendant la mise en place par les différents opérateurs concernés d’un système d’information répondant aux exigences de la méthodologie objet du présent décret au Journal officiel de la République algérienne démocratique et populaire et qui doit intervenir dans un délai ne dépassant pas deux (2) années à partir de la date de publication du présent décret, la commission de régulation fixera les différents tarifs et rémunérations sur la base des dossiers intégrant l’ensemble des justificatifs présentés par les opérateurs.

Le présent décret sera publié au Journal officiel de la République algérienne démocratique et populaire.

Fait à Alger, le 9 Rabie Ethani 1426 correspondant au 18 mai 2005.

Ahmed OUYAHIA. ————#————