Conférence de Presse Tarif du réseau de distribution et de transport 2005

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1 Commission de Régulation de l Électricité et du Gaz Conférence de Presse Tarif du réseau de distribution et de transport 2005 Directeur Monsieur Guido Camps Contrôle des prix et des comptes sur le marché de l électricité 1

2 Table des matières 1. La distribution Les tarifs de distribution La Flandre La Wallonie Bruxelles - Capitale Le Benchmarking 2. Le marché captif 3. Le transport 4. Les taxes et surcharges 5. Évolution entre 2000 et 2005 des composants du prix de l électricité 6. Les annexes 2

3 Les tarifs de distribution Les évolutions des tarifs de distribution varient fortement d une région et d un groupe de clients à l autre Région Groupes de clients Résidentiels Industriels Flandre Wallonie ** ** Bruxelles Facteurs déterminants pour les trois régions Facteurs exogènes indépendant des décisions de la CREG En général, la baisse des taux diminuent la marge équitables perçues par les gestionnaires du réseau de distribution. Cet effet entièrement répercuté en diminution des tarifs est contrebalancé par l augmentation du poste «pertes de réseau» du fait de l augmentation du prix de l énergie. Facteurs endogènes influencés par les décisions de la CREG Impact à la baisse du calcul du Bonus/Malus 2003* sur les tarifs De plus, un benchmarking a été réalisé en 2004 (voir slide 16-22) qui a pour effet une réduction de toutes régions confondues sur les tarifs * Voir slide suivant **Légère diminution dépendant du profil du client 3

4 Le Bonus/Malus 2003 Il s agit d une régularisation sur base d une comparaison des budgets approuvés 2003 et des chiffres réels 2003 clôturés. La CREG effectue chaque année et conformément avec l article 24 de l arrêté royal du 11 juillet 2002, le calcul d un bonus/malus. Ce dernier est déterminé comme suit : EMB Revenus 2003 Coûts 2003 DMB Revenus 2003 Coûts 2003 EMB = excédent de marge brute DMB = déficit de marge brute Pour la distribution pour la période tarifaire 2003, la CREG a déterminé un montant total de à porter en diminution des tarifs de l année Sauf dans le cas de EVGHA tous les autres GRD verront leurs tarifs 2005 impactés d une diminution allant de 0 à 19.7 millions d euros. 4

5 Les tarifs de distribution en Flandre Évolution des tarifs des Gestionnaires du réseau de distribution en Flandre entre 2004 et 2005 par type de client La Flandre voit ses tarifs diminuer en général de 8% à 20%. Ceci étant dû à une série de mesures prises par la CREG qui sont, outre les mesures valables pour les trois régions (voir slide précédent), une structure de financement régulée (impact : ) et le rejet d une série de coûts déraisonnables tels que des coûts liés au marché captif (impact : ). Sachant que les tarifs reprennent toujours le coût de la distribution gratuite d énergie verte, on peut dès lors en conclure que les tarifs auraient pu diminuer davantage. Un effet venant augmenter les tarifs est l éclairage public qui devient une obligation de service public. En /an Type de client résidentiel Eurostat Dc consommant 3.500kWh par an. 0 IMEA INTERGEM IMEWO IVEKA IVERLEK SIBELGAS NOORD AGEM GASELWEST IVEG WVEM-ETIZ INTERELECTRA PBE BIAC EV/GHA Les tarifs présentés sont sans TVA ni surcharge Elia Remarque : la définition complète des clients types est disponible en annexe 5

6 En /an Les tarifs de distribution en Flandre Type de client résidentiel Eurostat De consommant kWh par an INTERGEM IMEA IMEWO IVEKA IVERLEK INTERELECTRA SIBELGAS NOORD GASELWEST WVEM-ETIZ IVEG AGEM PBE BIAC EV/GHA En /an Les tarifs présentés sont sans TVA ni surcharge Elia WVEM-ETIZ INTERGEM IVEG IMEA INTERELECTRA IVEKA PBE IVERLEK IMEWO GASELWEST SIBELGAS NOORD AGEM EV/GHA BIAC Type de client industriel Eurostat Ib consommant kWh par an. Remarque : la définition complète des clients types est disponible en annexe

7 En /an Les tarifs de distribution en Flandre Type de client industriel Eurostat Id consommant kWh par an INTERGEM IVEG IVEKA IMEA INTERELECTRA IVERLEK IMEWO WVEM-ETIZ GASELWEST PBE SIBELGAS NOORD AGEM EV/GHA BIAC En /an Les tarifs présentés sont sans TVA ni surcharge Elia AGEM BIAC INTERGEM IVEKA IVERLEK GASELWEST IMEA IMEWO IVEG PBE SIBELGAS NOORD WVEM-ETIZ INTERELECTRA EV/GHA Type de client industriel Eurostat Ih consommant kWh par an. Remarque : la définition complète des clients types est disponible en annexe * PBE ne possédait pas de client en TRANSMT en 2004 *

8 Comparaison des tarifs de distribution 2005 des GRD Imewo et Interelectra Explication des variances - Utilisation du réseau : le répartition des clients entre les différentes catégories et niveau de tension varient fortement d un GRD à l autre. - Pertes de réseau : le prix des pertes de réseau négocié par les GRD mixtes est plus avantageux que ceux des GRD pures Utilisation du réseau Mesurages et comptage* Perte de réseau Surcharges** - Surcharges : les GRD mixtes ont des surcharges de pension complémentaires et Imewo a levé une taxe pour rétribuer les communes concernées Type de client résidentiel Eurostat Dc consommant 3.500kWh par an. Type de client industriel Eurostat Id consommant kWh par an. En /an En /an Imewo Interelectra 0 Imewo Interelectra Les tarifs présentés sont sans TVA ni surcharge Elia * Location du compteur incluse ** Surcharges de pension non capitalisée et de rétribution des communes 8

9 Comparaison des tarifs de distribution 2005 des GRD Imewo et Interelectra tarif d utilisation du réseau Chaque GRD possède une structure différentes en terme du # de clients, longueur de lignes, coûts d infrastructure, énergie consommée, puissance de raccordement et cela pour chaque niveau de tension. Cela entraîne un coût par niveau de tension différent. Les coûts de Imewo liés à la basse tension pour l utilisation du réseau sont environs 20% moins élevé tandis que les MWh distribués sont de plus de 40% supérieur à Interelectra en basse tension Exemple (les données ci-dessous ne sont pas réelles) A B Type de coûts sur le poste «utilisation du réseau» Infrastructure (investissement) Coûts de personnel Entretien Coûts alloués à la basse tension Imewo Interelectra Énergie consommée En basse tension Imewo MWh Interelectra MWh Rémunération équitable Calcul du tarif basse tension pour l utilisation du réseau Imewo Interelectra A/B = /MWh 4 /MWh 7,14 /MWh 9

10 Les tarifs de distribution en Wallonie Évolution des tarifs pour les clients, qui sont ou seront éligibles, des Gestionnaires du réseau de distribution en Wallonie entre 2004 et 2005 par type de client La Wallonie voit ses tarifs diminuer en général de 0% à 7%. Ceci étant dû au rejet d une série de coûts déraisonnables. AIEG et Wavre présentent en 2005 une structure tarifaire différente par rapport à celle de 2004, année pendant laquelle la CREG leur avait imposé les tarifs de SIMOGEL (hors surcharges). En 2005, la taille de AIEG est fondamentalement différente suite à un apport en usage. En /an Type de client résidentiel Eurostat Dc consommant 3.500kWh par an. 0 WAVRE SIMOGEL AIEG IEH SEDILEC PBE W GASELWEST W IDEG INTERMOSANE ALE INTEREST AIESH INTERLUX Les tarifs présentés sont sans TVA Remarque : la définition complète des clients types est disponible en annexe 10

11 Les tarifs de distribution en Wallonie En /an Type de client résidentiel Eurostat De consommant kWh par an WAVRE SIMOGEL SEDILEC IEH GASELWEST W IDEG PBE W INTERMOSANE INTEREST INTERLUX AIEG ALE AIESH En /an Les tarifs présentés sont sans TVA Type de client industriel Eurostat Ib consommant kWh par an * PBE W GASELWEST W WAVRE SIMOGEL AIESH ALE SEDILEC IEH INTEREST AIEG IDEG INTERMOSANE INTERLUX Remarque : la définition complète des clients types est disponible en annexe

12 En /an PBE W GASELWEST W Les tarifs de distribution en Wallonie SIMOGEL Les tarifs présentés sont sans TVA AIEG ALE WAVRE Type de client industriel Eurostat Ih consommant kWh par an. SEDILEC Remarque : la définition complète des clients types est disponible en annexe IEH AIESH INTEREST AIEG IDEG INTERMOSANE En /an WAVRE IEH INTERLUX SIMOGEL SEDILEC INTEREST INTERMOSANE GASELWEST W Type de client industriel Eurostat Id consommant kWh par an. INTERLUX IDEG PBE W AIESH * PBE ne possédait pas de client en TRANSMT en 2004 ALE 12

13 Les tarifs de distribution à Bruxelles Évolution des tarifs pour les clients qui sont ou seront éligibles du Gestionnaire du réseau de distribution à Bruxelles entre 2004 et 2005 par type de client Bruxelles voit ses tarifs diminuer en général de 5% à 17%. Suite à l ouverture accrue du marché de l électricité en Région bruxelloise (clients professionnels éligibles depuis le 1er juillet 2004), le produit anticipé du droit pour le financement des missions de service public (art. 26 de l ordonnance électricité) augmente, permettant de couvrir une fraction plus importante des coûts des missions de service public, au profit d une baisse des tarifs. Type de client résidentiel Eurostat Dc consommant 3.500kWh par an. Type de client résidentiel Eurostat De consommant kWh par an. En /an En /an SIBELGA 600 SIBELGA Les tarifs présentés sont sans TVA Remarque : la définition complète des clients types est disponible en annexe 13

14 Les tarifs de distribution à Bruxelles Type de client industriel Eurostat Ib consommant kWh par an En /an Type de client industriel Eurostat Id consommant kWh par an. En /an SIBELGA Remarque : la définition complète des clients types est disponible en annexe Les tarifs présentés sont sans TVA SIBELGA 14

15 Table des matières 1. La distribution Les tarifs de distribution Le Benchmarking 2. Le marché captif 3. Le transport 4. Les taxes et surcharges 5. Évolution entre 2000 et 2005 des composants du prix de l électricité 6. Les annexes 15

16 A. Benchmarking des coûts réels en 2003 variables du modèle Évalue l «efficacité-coût» des GRD en confrontant leurs coûts contrôlables à huit mesures d outputs physiques. Coûts contrôlables : coûts totaux diminués des éléments suivants : - coût du total du transport; - impôt des sociétés; - autres taxes (autres que l impôt des sociétés); - précompte immobilier; - dépenses relatives aux OSP; - redevance d occupation du domaine public ; - charges de pensions complémentaires non capitalisées. Outputs physiques : 1. Energie transitée; 2. Energie transitée (BT); 3. Nombre de points d'accès (HT); 4. Nombre de points d'accès (BT); 5. Puissance maximale; 6. Longueur de circuit (HT); 7. Longueur de circuit (BT); 8. Nombre de transformateurs. 16

17 A. Benchmarking des coûts réels en 2003 principaux résultats Résultats des mesures d efficacité : un score entre 0% (inefficace) et 100% (efficace) 100,00% 90,00% 80,00% 70,00% 60,00% 50,00% 40,00% 30,00% Score d'efficacité 20,00% 10,00% 0,00% GRD10 GRD11 GRD2 GRD20 GRD22 GRD23 GRD26 GRD3 GRD4 GRD6 GRD7 GRD13 GRD25 GRD8 GRD1 GRD16 GRD9 GRD27 GRD19 GRD17 GRD12 GRD14 GRD18 GRD24 GRD5 Nombre de GRD efficaces (#) 11 Efficacité moyenne (%) 90,3% Efficacité minimum (%) 70,2% 17

18 B. Evolution des coûts entre 2003 et 2005 options de base Repose sur deux options de base : 1. Aucune hausse des coûts (à prix constant et sur base comparable) par rapport aux chiffres réels observés en 2003 n est tolérée en 2005 ; 2. Le rôle du benchmarking est limité : - l inefficacité mesurée en 2003 ne peut être résorbée que pour un quart en 2005 ; - la réduction annuelle des coûts imposée sur la base du benchmarking en 2003 est limitée à 8%. 18

19 B. Evolution des coûts entre 2003 et 2005 aperçu de l algorithme non Les coûts 2005 budgétés sontils en diminution par rapport aux coûts 2003 réels? oui Le GRD est-il efficace sur base des chiffres réels 2003? Le GRD est-il efficace sur base des chiffres réels 2003? oui non non oui niveau de coût 2005 = niveau de coûts réel 2003 niveau de coût 2005 = niveau de coûts réel /4 amélioration d'efficacité niveau de coût 2005 = niveau de coûts réel /4 amélioration d'efficacité retient coût proposé 2005 oui Cas 1 Cas 8 La réduction La réduction d'efficacité est-elle supérieure au plafond de réduction d'efficacité de 8% d'efficacité est-elle supérieure au plafond de réduction d'efficacité de 8% oui non oui non Limite la réduction d'efficacité au plafond de réduction d'efficacité de 8% Maintien la réduction d'efficacité calculée ci-dessus Limite la réduction d'efficacité au plafond de réduction d'efficacité de 8% Maintien la réduction d'efficacité calculée ci-dessus Cas 2 Cas 3 Vérifie si le résultat du calcul donne un coût 2005 inférieur au coût 2005 proposé par la GRD Vérifie si le résultat du calcul donne un coût 2005 inférieur au coût 2005 proposé par la GRD retient résultat du calcul oui non non oui retient coût retient coût proposé 2005 proposé 2005 retient résultat du calcul Cas 4 Cas 5 Cas 6 Cas 7 19

20 C. Résultat de l algorithme Impact sur les propositions tarifaires 2005 Sur la base de l algorithme, six gestionnaires de réseaux de distribution se voient imposer des réductions supplémentaires de coût en 2005, pour un montant total de ,00 EUR , , , , ,00 500,00 0,00 20 GRD27 GRD24 GRD23 GRD5 GRD22 GRD9 GRD1 GRD2 GRD3 GRD11 GRD7 GRD16 GRD26 GRD20 GRD25 GRD17 GRD14 GRD13 GRD8 GRD18 GRD19 GRD6 GRD10 GRD12 GRD4 Baisses des coûts imposées en 2005 (keur)

21 C. Résultat de l algorithme Comparaison entre les coûts contrôlables réels 2003 et approuvés 2005 (prix constants de 2003) , , ,00-7,61% , , , , , ,00 0,00 Coûts contrôlables réels 2003 (keur) Coûts contrôlables 2005 approuvés (keur 2003) Principaux facteurs explicatifs de la baisse : - benchmarking et contrôle des dossiers individuels ; - mesures de maîtrise des coûts des GRD. 21

22 C. Résultat de l algorithme Indication des réductions de coûts à l horizon 2008 A l horizon 2008, onze gestionnaires de réseaux de distribution devraient réaliser des économies supplémentaires de coûts, pour un montant total de l ordre de 48 millions d euro , , , , , ,00 0,00 22 Réduction des coûts à l'horizon 2008 (keur2005) GRD27 GRD24 GRD23 GRD5 GRD22 GRD9 GRD1 GRD2 GRD3 GRD11 GRD7 GRD16 GRD26 GRD20 GRD25 GRD17 GRD14 GRD13 GRD8 GRD18 GRD19 GRD6 GRD10 GRD12 GRD4

23 Table des matières 1. La distribution 2. Le marché captif 3. Le transport 4. Les taxes et surcharges 5. Évolution entre 2000 et 2005 des composants du prix de l électricité 6. Les annexes 23

24 Le marché captif Selon l arrêté ministériel du 8 décembre 2004 modifiant l arrêté ministériel du 12 décembre 2001 portant fixation des prix maximaux pour la fourniture d électricité : A partir du 1er juillet 2004 (avec effet rétroactif), les clients captifs ayant un tarif bihoraire avec une puissance de raccordement inférieure à 30kVA bénéficient d une réduction du terme fixe de leurs factures. 440 Type de client résidentiel Eurostat Dc consommant 3.500kWh par an dont le jour et la nuit En /an Les tarifs comprennent tout sauf la TVA et les surcharges et taxes Captif 24

25 Table des matières 1. La distribution 2. Le marché captif 3. Le transport 4. Les taxes et surcharges 5. Évolution entre 2000 et 2005 des composants du prix de l électricité 6. Les annexes 25

26 Les tarifs de transport en 2005 Les tarifs de transport, depuis la régulation n ont eu de cesse que de diminuer grâce à un effort constant du GRT. Entre 2004 et 2005, les diminutions de tarifs proviennent principalement de la maîtrise des coûts formant les tarifs ainsi que d un suivi minutieux des volumes et des profils de consommations Les principaux éléments responsables de la baisse sont la diminution des coûts sousjacent aux services auxiliaires ainsi que la baisse de la rémunération équitable. Type 1 En /an Évolution/ % -24% -32% -42% Du point de vue des revenus, il a été tenu compte d une amélioration des profils de clients ainsi que d un excédent de facturation provenant de Les tarifs sont calculés hors TVA et sans surcharges ni taxes Type de client Niveau de tension Pique de puissance (MW) Energie consommée (GWh) Durée d'utilisation (h) 1 380/220/150 kv Transf 70/36/30 kv /36/30 kv 2,5 13,

27 Les tarifs de transport en 2005 Évolution/ % -30% -36% -44% En /an Type 2 consommant 145 GWh par an avec 25MW de puissance En /an Évolution/ % -32% -37% -43% Type 3 consommant 13.5 GWh par an avec 2.5MW de puissance Les tarifs sont calculés hors TVA et sans surcharges ni taxes En /an

28 Table des matières 1. La distribution 2. Le marché captif 3. Le transport 4. Les taxes et surcharges 5. Évolution entre 2000 et 2005 des composants du prix de l électricité 6. Les annexes 28

29 L évolution des taxes et des surcharges Évolution des taxes et des surcharges au niveau du transport et de la distribution, pour la surcharge Elia, de janvier 2003 à janvier 2005 janv-05 juin-04 Evolution 04 vs 05 janv-03 Evolution 03 vs 04 En /MWh Fédéral Cotisation sur l'énergie* 1,9088 1,9088 0% 1, % Coûts de la CREG 0,1144 0, % 0, % Financement de la dénucléarisation 0,6615 0,7176-8% 0, % Fond kyoto - Emission de CO2 0,3140 0,3225-3% 0, % Financement d'un fond social ** 0,3256 0,3216 1% 0,3177 1% Clients protégés - Tarif social 0,3176 0, % 0, % Total 3,6419 3,5594 2% 2, % Régional - Flandre Promotion URE*** 0,0756 0,0769-2% 0,0777-1% Utilisation du domaine public*** 0,0000 0, % 0, % Surcharge Elia 4,9100 0,0000 NS 0,0000 NS Régional - Wallonie Utilisation du domaine public 0,2351 0, % 0,2956 0% * S'applique uniquement sur la basse tension **Valable depuis juillet 2003 *** Ne s'applique pas au réseau entre 380 et 150 kv Remarque : ces surcharges sont présentées sans TVA (ceci indépendamment du fait qu'elles soient assujeties à la TVA ou non) 29

30 Table des matières 1. La distribution 2. Le marché captif 3. Le transport 4. Les taxes et surcharges 5. Évolution entre 2000 et 2005 des composants du prix de l électricité 6. Les annexes 30

31 Évolution entre 2000 et 2005 des composants de la facture électrique pour 2 types de clients On observe que pour le premier client (type 2), raccordé à la transmission, les coûts régulés (transmission) n ont cessé de diminuer depuis le début de la régulation. Au contraire des coûts de production qui augmentent suite à l augmentation des coûts du combustible (Nc). Type de client 2 - Fédéral cent /kwh Coût de production 2,9502 3,1307 3,0929 3,0902 3,4478 3,7210 Coût du Fuel 1,7542 1,9347 1,8968 1,8941 2,2517 2,5249 Autres coûts 1,1960 1,1960 1,1960 1,1960 1,1960 1,1960 Moyenne Nc 1,0331 1,1394 1,1171 1,1155 1,3261 1,4870 Coûts de transmission Marché 0,9833 0,9226 0,6890 0,6312 0,5506 Coûts de distribution Captif Total 5,6700 4,1140 4,0155 3,7791 4,0789 4,2716 Ic type 2 Niveau de tension Moyenne Tension Transf 70/36/30kV distribution transmission Energie kwh heure normale KWh heure creuse 0 0 kwh total Les tarifs sont calculés hors TVA et sans surcharges ni taxes Puissance kw heure normale kw heure creuse Heure Heure normale Heure creuse 0 0 Heure total

32 Évolution entre 2000 et 2005 des composants de la facture électrique pour 2 types de clients Le client type Ic, petit industriel raccordé à la distribution, évolue de manière positive (les prix diminuent) grâce à une diminution des tarifs régulés malgré une augmentation des coûts de combustible. Type de client Ic - Flandre cent /kwh Coût de production 6,0898 6,2703 6,2325 6,2297 6,5873 6,8606 Coût du Fuel 1,7542 1,9347 1,8968 1,8941 2,2517 2,5249 Autres coûts 4,3356 4,3356 4,3356 4,3356 4,3356 4,3356 Moyenne Nc 1,0331 1,1394 1,1171 1,1155 1,3261 1,4870 Coûts de transmission 1,1235 1,0104 0,8781 Coûts de distribution Marché captif 2,8635 2,8636 2,3756 Total 12, , , , , ,1144 Type de client Ic - Wallonie cent /kwh Coût de production 6,0898 6,2703 6,2325 6,2297 6,5873 6,8606 Coût du Fuel 1,7542 1,9347 1,8968 1,8941 2,2517 2,5249 Autres coûts 4,3356 4,3356 4,3356 4,3356 4,3356 4,3356 Moyenne Nc 1,0331 1,1394 1,1171 1,1155 1,3261 1,4870 Coûts de transmission 1,1235 1,0104 0,8781 Coûts de distribution Marché captif 3,7723 4,0920 3,9198 Total 12, , , , , ,6585 Les tarifs sont calculés hors TVA et sans surcharges ni taxes 32

33 Annexes La définition des types de clients et les hypothèse de calcul Le Benchmarking 33

34 Les tarifs de distribution La définition des clients types ainsi que les principales hypothèses de Calcul. Résidentiels Industriels Type de client Dc De Ib Id Ig1 Ih1 Niveau de raccordement BT BT MT MT MT TRANSMT Energie kwh heure normale KWh heure creuse kwh total Puissance kw heure normale 6, kw heure creuse 6, Heure Heure normale Heure creuse Heure total Hypothèses voir ci-dessous* * Hypothèses et remarques 1 BT = Basse tension 2 MT = Moyenne tension 3 TransMT = à la transformation vers la moyenne tension 4 Pas d'énergie réactive supérieure au cota fixé et donc pas d'application du tarif, et cela pour aucun client 5 Tous les clients sur la moyenne tension et transformation vers la moyenne tension sont raccordés avec une puissance supérieure à 56kVA 6 Les clients basse tension ont une puissance de raccordement inférieures à 56kVA 7 Pour Biac, il ne s'agit pas de clients résidentiels pour Dc - De mais bien de très petits industriels. 34

35 B. Evolution des coûts entre 2003 et 2005 exemples Exemple 1 : Un GRD a une efficacité de 100% et des coûts réels de 100 EUR en Ses coûts sont budgétés à 120 EUR en DECISION CREG : - La hausse des coûts entre 2003 et 2005 (20 EUR) est rejetée. => Le coût du GRD est limité à 100 EUR en

36 Exemple 2 : B. Evolution des coûts entre 2003 et 2005 exemple (suite 2) Un GRD a une efficacité de 90% et des coûts réels de 100 EUR en Ses coûts sont budgétés à 120 EUR en DECISION CREG : - La hausse des coûts entre 2003 et 2005 (20 EUR) est rejetée.. - Le GRD doit combler ¼ de son inefficacité en (le GRD doit atteindre un coût de 90 EUR en 2008 ; il doit en conséquence baisser ses coûts de 2,6% chaque année). 100,0 100,0 97,4 94,9 92,4 90,0 => Le coût du GRD est limité à 97,4 EUR en Coût (EUR) 80,0 60,0 40,0 20,0 0,

37 Exemple 3 : B. Evolution des coûts entre 2003 et 2005 exemple (suite 3) Un GRD a une efficacité de 60% et des coûts réels de 100 EUR en Ses coûts sont budgétés à 95 EUR en DECISION CREG : - Le GRD doit combler ¼ de son inefficacité en (le GRD doit atteindre un coût de 60 EUR en 2008 ; il doit en conséquence baisser ses coûts de 9,6% chaque année). - La réduction annuelle des coûts dérivée du benchmarking (9,6%) étant supérieure au plafond de réduction annuel (8%), celui-ci est appliqué. => Le coût du GRD est limité à 92 EUR en