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A modifié les dispositions suivantes :

- Arrêté du 31 juillet 2001
\n Art. Annexe 1, Art. Annexe 2, Art. Annexe 3\n
\n

\n
" } }, "LEGIARTI000028089514": { "META": { "META_SPEC": { "META_ARTICLE": { "NUM": "Annexe 1", "ETAT": "ABROGE", "TYPE": "AUTONOME", "DATE_FIN": "2016-11-16", "DATE_DEBUT": "2013-10-19" } }, "META_COMMUN": { "ID": "LEGIARTI000028089514", "URL": "article/LEGI/ARTI/00/00/28/08/95/LEGIARTI000028089514.xml", "NATURE": "Article", "ORIGINE": "LEGI" } }, "LIENS": { "LIEN": [ { "@id": "LEGIARTI000028082149", "#text": "Arrêté du 11 octobre 2013 - art.", "@sens": "cible", "@cidtexte": "JORFTEXT000028081219", "@nortexte": "DEVR1325451A", "@typelien": "MODIFIE", "@naturetexte": "ARRETE", "@datesignatexte": "2013-10-11" }, { "@id": "LEGIARTI000033387069", "@num": "16", "#text": "Arrêté du 3 novembre 2016 - art. 16 (Ab)", "@sens": "cible", "@cidtexte": "JORFTEXT000033385467", "@nortexte": "DEVR1626513A", "@typelien": "ABROGE", "@naturetexte": "ARRETE", "@datesignatexte": "2016-11-03" } ] }, "CONTEXTE": { "TEXTE": { "TM": { "TITRE_TM": [ { "@id": "LEGISCTA000024642224", "@fin": "2016-11-16", "#text": "Annexes", "@debut": "2001-09-01" } ] }, "@cid": "JORFTEXT000000772948", "@nor": "ECOI0100389A", "@nature": "ARRETE", "TITRE_TXT": [ { "@fin": "2999-01-01", "#text": "Arrêté du 31 juillet 2001 fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations de cogénération d'électricité et de chaleur valorisée telles que visées à l'article 3 du décret no 2000-1196 du 6 décembre 2000 fixant par catégorie d'installations les limites de puissance des installations pouvant bénéficier de l'obligation d'achat d'électricité", "@debut": "2999-01-01", "@id_txt": "JORFTEXT000000772948", "@c_titre_court": "Arrêté du 31 juillet 2001" }, { "@fin": "2016-11-16", "#text": "Arrêté du 31 juillet 2001 fixant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations de cogénération d'électricité et de chaleur valorisée telles que visées à l'article 3 du décret n° 2000-1196 du 6 décembre 2000 fixant par catégorie d'installations les limites de puissance des installations pouvant bénéficier de l'obligation d'achat d'électricité", "@debut": "2001-09-01", "@id_txt": "LEGITEXT000024642161", "@c_titre_court": "Arrêté du 31 juillet 2001" } ], "@ministere": "MINISTERE DE L'ECONOMIE, DES FINANCES ET DE L'INDUSTRIE", "@date_publi": "2001-08-31", "@date_signature": "2001-07-31", "@num_parution_jo": "0201" } }, "VERSIONS": { "VERSION": [ { "@etat": "MODIFIE", "LIEN_ART": { "@id": "LEGIARTI000024642171", "@fin": "2013-10-19", "@num": "Annexe 1", "@etat": "MODIFIE", "@debut": "2001-09-01", "@origine": "LEGI" } }, { "@etat": "ABROGE", "LIEN_ART": { "@id": "LEGIARTI000028089514", "@fin": "2016-11-16", "@num": "Annexe 1", "@etat": "ABROGE", "@debut": "2013-10-19", "@origine": "LEGI" } }, { "LIEN_ART": { "@id": "JORFARTI000002232188", "@fin": "2999-01-01", "@num": "Annexe", "@debut": "2999-01-01", "@origine": "JORF" } } ] }, "BLOC_TEXTUEL": { "CONTENU": "

RÉMUNÉRATION DE L'ÉNERGIE ÉLECTRIQUE ACTIVE FOURNIE

L'énergie électrique active fournie est facturée à l'acheteur sur la base des montants définis dans la présente annexe.
Ces tarifs sont exprimés en c €/ kWh hors TVA.
En dehors des périodes d'appel définies à l'article 3 bis, la rémunération de l'énergie active fournie est égale à la moyenne journalière du prix de règlement des écarts positifs sur le mécanisme d'ajustement.
Durant les périodes d'appel définies à l'article 3 bis, ces montants sont déterminés par la somme de cinq composantes définies ci-dessous : une rémunération proportionnelle fonction de la puissance électrique garantie et de la tension de raccordement ; une rémunération fonction du prix du gaz ; une prime fonction de l'économie d'énergie primaire ; une rémunération couvrant les taxes auxquelles sont assujetties les cogénérations ; une rémunération couvrant le coût du CO₂.

1° Rémunération proportionnelle (RP)

Le niveau de rémunération est fixé en fonction de la puissance électrique garantie et de la tension de raccordement, selon les modalités fixées dans le tableau ci-dessous.

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n MODALITÉS de raccordement \n	\n RÉMUNÉRATION (c €/ kWh) \n
\n HTA/ BT (moyenne et basse tension) \n	\n 0,58 -- 0,015 × (0,001 × PGH - 5) avec PGH exprimé en kW avec 0,51 ≤ RP ≤ 0,65 \n
\n HTB (haute tension) \n	\n 0,58 - 0,015 × (0,001 × PGH - 5) avec PGH exprimé en kW avec 0,48 ≤ RP ≤ 0,51 \n
\n 225 kV \n	\n 0,31 \n

Cette rémunération est versée uniquement pour l'énergie livrée sous une puissance instantanée inférieure ou égale à la PGH (0 sinon).

Elle est indexée selon les articles 4 et 9.

2° Rémunération fonction du prix du gaz (RGaz)

Cette rémunération est versée mensuellement. RGaz (M) est déterminée par la somme de trois composantes :

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

Rémunération de la molécule de gaz (c €/ kWh)

Moyenne mensuelle des prix day ahead \"end of day\" (EOD), éventuellement plafonnés selon le mécanisme décrit ci-après, exprimée en c €/kWh PCS, divisée par 0,9 et divisée par le rendement PCI de référence défini à l'article 4.

Pour les installations raccordées aux zones Nord H et Nord B, la valeur retenue est l'indice PEG EOD Nord. Pour les installations raccordées aux zones Sud et TIGF, la valeur retenue est l'indice PEG EOD Sud.

Rémunération des coûts d'acheminement du gaz (c €/ kWh)

0,241 c €/kWh PCS, divisé par 0,9, divisé par le rendement PCI de référence de l'installation défini à l'article 4.

La valeur de 0,241 c €/kWh PCS correspond à l'application du tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel en vigueur au 1er avril 2013, avec une capacité de plus de 400 MW, connectée au réseau de transport de gaz et possédant un NTR de 3,27, fonctionnant en continu 24 heures sur 24, disponible 95 % du temps et bénéficiant d'une sur-souscription de 7,5 %.

Cette rémunération sera mise à jour annuellement en fonction de l'évolution des tarifs d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel telle que décidée par la Commission de régulation de l'énergie.

Rémunération correspondant à la prise en compte des coûts et des frais liés à l'approvisionnement en gaz sur le marché (c €/ kWh)

0,1 c €/kWh PCS, divisé par 0,9, divisé par le rendement PCI de référence de l'installation défini à l'article 4.

Pour une installation fonctionnant un mois donné de l'hiver tarifaire dans l'un des deux modes \"continu semaine pleine\" ou \"continu jours ouvrés\", la somme de :

- la rémunération des coûts d'acheminement du gaz marché telle que définie précédemment ;
- la rémunération correspondant à la prise en compte des coûts et des frais liés à l'approvisionnement en gaz sur le marché telle que définie précédemment ;
- la valeur quotidienne de l'indice PEG \"end of day\" (EOD) Nord ou Sud en fonction de l'installation divisée par 0,9 et divisée par le rendement PCI de référence défini à l'article 4,

est plafonnée chaque jour par une valeur définie pour chaque mois de la période d'hiver :

P (M) = < elec _ 1 (M) > + min { A (M), 4.0 c €/ kWh }

Avec :

< elec _ 1 (M) > : prix de l'électricité applicable au mois M observé pendant le mois M - 2. Ce prix correspond à la moyenne des cotations du produit \"2 months ahead\" tels que publiés par EEX.

A titre d'exemple < elec _ 1 (novembre 2012) > = 57,44 €/ MWh.

A (M) : valeur définie pour chaque mois M de la période d'hiver, en application de la formule suivante : A (novembre) = 8 c €/ kWh pour toutes les installations. Puis, du mois de décembre au mois de mars de l'année suivante :

A (M) = A (M - 1) - max {0 ; min (< RGaz* (M - 1) > - < elec _ 2 (M - 1) > ; 4.0 c €/ kWh)}

A (M) = A (M - 1) dans le cas où l'installation est en mode \"mise à disposition du système électrique\" pendant le mois M - 1

A (M) = A (M - 1) - 5/7 × max {0 ; min (< RGaz* (M - 1) > - < elec _ 2 (M - 1) > ; 4.0 c €/ kWh)} si le producteur est dans le mode \"continu jours ouvrés\" pour le mois M - 1.

Le terme A (M) ne peut pas être négatif.

< elec _ 2 (M - 1) > : prix de l'électricité applicable au mois M - 1 observé pendant le mois M - 2. Ce prix correspond à la moyenne des cotations du produit \"Front month\" tels que publiés par EEX.

< RGaz* (M - 1) > : somme de :

- prix du gaz PEG Nord applicable au mois M - 1 observé pendant le mois M - 2 divisé par 0,9 et divisé par le rendement PCI de référence défini à l'article 4. Ce prix correspond à la moyenne des cotations du produit \"Front month\" tel que publié par Powernext ;

- coûts d'acheminement du gaz tels que définis précédemment, c'est-à-dire après division par 0,9 et par le rendement PCI de référence défini à l'article 4 ;
- coûts et frais liés à l'approvisionnement en gaz sur le marché tels que définis précédemment, c'est-à-dire égaux à 0,1 c €/kWh divisé par 0,9 et par le rendement PCI de référence défini à l'article 4.

Pendant ces heures, le producteur est rémunéré à hauteur de ce plafond P (M) pour l'électricité qu'il fournit à l'acheteur. Si la puissance électrique maximale installée de l'installation ne dépasse pas 1 MW, le producteur peut aussi arrêter momentanément l'installation ou la faire fonctionner à des fins d'autoconsommation exclusivement. Dans ce dernier cas, les heures pendant lesquelles le prix de la molécule de gaz dépasse ce prix plafond ne sont pas comptabilisées dans le calcul de la disponibilité d servant au calcul de la prime fixe annuelle PF.

3° Prime à l'efficacité énergétique

Elle est définie par la formule suivante : 13 × (Ep - 0,1) en c €/ kWh produit.

L'économie d'énergie primaire Ep est définie par la formule figurant au a de l'article 2 de l'arrêté du 3 juillet 2001 susvisé.

Le montant total annuel de cette prime est plafonné à 190 k €/an. La prime à l'efficacité énergétique a une valeur positive ou nulle.

Dans la configuration \"mise à disposition du système électrique\", et dans le cas où, pendant la durée de la mise à disposition, l'acheteur n'appelle pas l'installation d'une manière suffisamment significative pour permettre le calcul de Ep, celui-ci sera pris égal à la valeur constatée l'année précédente. Si l'installation ne dispose d'aucun historique, les deux parties se rapprocheront pour adapter la règle existante.

4° Rémunération couvrant les taxes auxquelles sont assujetties
les cogénérations et pour lesquelles la loi prévoit une compensation

Conformément à la législation en vigueur au 19 octobre 2013, les installations de cogénération bénéficiant d'un contrat d'achat sont compensées de la taxe intérieure de consommation de gaz naturel visée à l'article 266 quinquies du code des douanes.

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

TICGN (c €/ kWh)

0,119 c €/ kWh PCS divisé par 0,9, divisé par le rendement PCI de référence de l'installation défini à l'article 4. La valeur de 0,119 c €/kWh PCS correspond à la valeur de la TICGN au 19 octobre 2013.

Le contrat d'achat prévoit l'évolution de cette rémunération en cas d'évolution du niveau de cette taxe ou de modifications législatives afférentes.

5° Coût carbone

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

Quotas CO₂ (c €/ kWh)

0,0185 × prix du CO₂ divisé par 0,9, divisé par rendement PCI de référence de l'installation défini à l'article 4.

Dans cette formule, le prix du CO2 est égal à la moyenne des prix de clôture de l'EUA pour le contrat Dec N (N année en cours), tel que publié par ECX - ICE, les jours cotés, sous l'intitulé \"ECX EUA Futures\".

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RÉMUNÉRATION PROPORTIONNELLE À LA PUISSANCE GARANTIE APPLICABLE AUX INSTALLATIONS DONT LA DATE DE DEMANDE DE CONTRAT EST POSTÉRIEURE AU 19 OCTOBRE 2013
\n
1° L'acheteur verse à la fin de chaque mois d'hiver M, pour la mise à disposition par le producteur de la puissance électrique garantie stipulée dans le contrat, une prime fixe. Le montant de cette prime fixe est calculé comme ci-après. Les modalités de versement sont précisées au 6°.
\n
La prime fixe annuelle PF est égale à :
\n
PF = PGH × CE × { TB × F (DM) + AG × Ndispo + CD × Ndem }.
\n
Formule dans laquelle :
\n
PGH est la puissance électrique garantie par le producteur en hiver, figurant dans le contrat ;
\n
TB est le taux de base annuel de la prime fixe défini au 2° de la présente annexe ;
\n
CE est le coefficient à l'efficacité énergétique de la prime fixe, dont la valeur est définie au 5° de la présente annexe ;
\n
AG est le montant annuel des frais fixes liés à la fourniture en gaz naturel, dont la valeur figure au 4° de la présente annexe ;
\n
Ndispo est le nombre de mois d'hiver où l'installation est mise à disposition du système électrique ;
\n
Ndem est un nombre de démarrages défini comme suit :
\n
- lorsque l'installation fonctionne en mode continu semaine pleine , Ndem est égal à zéro ;
\n
- lorsque l'installation fonctionne en mode continu jours ouvrés , Ndem est égal au nombre de démarrages prévus pendant la période d'hiver résultant de l'application de ce mode de fonctionnement. Ce nombre est défini avant chaque période d'hiver en considérant les premiers démarrages des lundis et des lendemains de jours fériés suivis d'un jour ouvré ;
\n
- lorsque l'installation est dans le mode mise à disposition du système électrique , Ndem est égal au nombre de premiers démarrages effectifs de l'installation en réponse à un appel de l'acheteur ;
\n
CD est le versement fixe correspondant aux démarrages définis ci-dessus. Sa valeur figure au 4° de la présente annexe ;
\n
F (DM) est le coefficient suivant :

\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n \n Si DM < 0,90 \n	\n \n F (DM) = 0,90 - (0,90 - DM) × 3 \n	\n \n Avec F (DM) ≥ 0 \n
\n \n Si 0,90 ≤ DM < 0,95 \n	\n \n F (DM) = 1 - (0,95 - DM) × 2 \n	\n \n \n \n \n
\n \n Si DM = 0,95 \n	\n \n F (DM) = 1 \n	\n \n \n \n \n
\n \n Si DM > 0,95 \n	\n \n F (DM) = 1 + (DM - 0,95) × 0,5 \n	\n \n Avec F (DM) ≤ 1,025 \n

\n\n

\n
\n
\n
Avec F (DM) = 0 pour DM = 60 % et F (DM) = 0,6 pour DM = 80 % :
\n
- DM est la disponibilité moyenne calculée selon les modalités du 3° ci-dessous.
\n
Cette prime fixe annuelle ne peut être négative.

\n
\n

\n
2° Valeurs du taux de base annuel

\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n TAUX DE BASE ANNUEL DE LA PRIME FIXE TB (€/ kW) \n
\n \n HTA et BT \n (moyenne et basse tensions) \n	\n \n 144,94 - 1,71 × (0,001 × PGH - 5) avec PGH exprimé en kW \n (avec 136,39 ≤ TB ≤ 153,49) \n
\n \n HTB \n (haute tension) \n	\n \n 144,94 - 1,71 × (0,001 × PGH - 5) \n (avec 132,97 ≤ TB ≤ 136,39) \n
\n \n 225 kV \n	\n \n 85,11 \n

\n\n

\n
\n
\n
Ces valeurs sont indexées en application des articles 4 et 9.

\n
\n

\n
3° Disponibilité

\n
La disponibilité effective en hiver (DE) est définie comme le rapport de l'énergie effectivement livrée pendant les périodes d'appel sous une puissance électrique instantanée inférieure ou égale à 1,075 fois la puissance électrique garantie PGH, sur l'énergie qu'aurait livrée l'installation si elle avait fonctionné sous la puissance électrique garantie en permanence pendant les périodes d'appel.
\n
L'énergie produite par l'installation de cogénération en dehors des périodes d'appel n'est pas comptabilisée dans le calcul de la disponibilité effective.
\n
Pour les installations dans le mode continu semaine pleine ou le mode continu jours ouvrés , la disponibilité moyenne DM est égale à la disponibilité effective DE.

\n
1. Cas particulier pour le mode
\n
mise à disposition du système électrique

\n
Pour une installation dans le mode mise à disposition du système électrique sur un mois donné de l'hiver tarifaire, la disponibilité moyenne DM (M) sur ce mois est égale soit à la disponibilité effective DE si au moins un appel a été réalisé, soit à la disponibilité de référence (0,95). DM (M) ne peut en outre pas être inférieur à 60 % pour un mois où l'installation est dans le mode mise à disposition du système électrique .
\n
Dans tous les cas, la disponibilité moyenne DM sur l'hiver correspond à la moyenne des disponibilités mensuelles.

\n
4° Versements fixes

\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n VERSEMENT FIXE CD (démarrage) (c €/ kW de PGH) \n	\n MONTANT REPRÉSENTATIF DES FRAIS FIXES liés à la fourniture en gaz naturel AG (€/ kW de PGH) \n
\n \n 7,62 \n	\n \n 1,83 \n

\n\n

\n
\n
\n
5° Valeur du coefficient à l'efficacité énergétique de la prime fixe

\n
\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n COEFFICIENT À L'EFFICACITÉ ÉNERGÉTIQUE DE LA PRIME FIXE CE \n
\n \n Si Ep = 10 % \n	\n \n CE = 0,9 \n
\n \n Si Ep = 16 % \n	\n \n CE = 1 \n
\n \n Si Ep = 40 % \n	\n \n CE = 1,05 \n

\n\n

\n
\n
Dans ce tableau, l'économie d'énergie primaire, Ep est définie par la formule figurant au a de l'article 2 de l'arrêté du 3 juillet susvisé.
\n
Pour le calcul de CE, lorsque Ep est compris entre deux valeurs du tableau, la valeur de CE est obtenue par interpolation linéaire des deux valeurs de CE encadrantes.

\n
\n

\n
6° Modalité de versement

\n
La prime est versée mensuellement selon les modalités suivantes :
\n
- la prime fixe mensuelle PFM, mois de mars excepté, est égale à : PFM = PGH × TBM × 0,95 ;
\n
- la prime fixe du mois de mars PFMmars est égale à : PFMmars = PF - 4 × (PGH × TBM × 0,95).
\n
Formules dans lesquelles TBM est le taux de base de la prime fixe mensuelle, égal au cinquième du taux de base annuel TB défini ci-dessus.

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RÉMUNÉRATION PROPORTIONNELLE À LA PUISSANCE GARANTIE APPLICABLE AUX INSTALLATIONS DONT LA DATE DE DEMANDE DE CONTRAT EST ANTÉRIEURE AU 19 OCTOBRE 2013
\n
1° L'acheteur verse à la fin de chaque mois d'hiver M, pour la mise à disposition par le producteur de la puissance électrique garantie stipulée dans le contrat, une prime fixe. Le montant de cette prime fixe est calculé comme ci-après. Les modalités de versement sont précisées au 5°.
\n
La prime fixe annuelle PF est égale à :
\n
PF = PGH × { TB × F (DM) + AG × Ndispo + CD × Ndem }
\n
Formule dans laquelle :
\n
- PGH est la puissance électrique garantie par le producteur en hiver, figurant dans le contrat ;
\n
- TB est le taux de base annuel de la prime fixe défini au 2° de la présente annexe ;
\n
- AG est le montant annuel des frais fixes liés à la fourniture en gaz naturel, dont la valeur figure au 4° de la présente annexe ;
\n
- Ndispo est le nombre de mois d'hiver où l'installation est mise à disposition du système électrique ;
\n
- Ndem est un nombre de démarrages défini comme suit :
\n
- lorsque l'installation fonctionne en mode continu semaine pleine , Ndem est égal à zéro ;
\n
- lorsque l'installation fonctionne en mode continu jours ouvrés , Ndem est égal au nombre de démarrages prévus pendant la période d'hiver résultant de l'application de ce mode de fonctionnement. Ce nombre est défini avant chaque période d'hiver en considérant les premiers démarrages des lundis et des lendemains de jours fériés suivis d'un jour ouvré ;
\n
- lorsque l'installation est dans le mode mise à disposition du système électrique , Ndem est égal au nombre de premiers démarrages effectifs de l'installation en réponse à un appel de l'acheteur ;
\n
- CD est le versement fixe correspondant aux démarrages définis ci-dessus. Sa valeur figure au 4° de la présente annexe ;
\n
- F (DM) est le coefficient suivant :

\n
\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n \n Si DM < 0,90 \n	\n \n F (DM) = 0,95 - (0,90 - DM) × 1,5 \n	\n \n Avec F (DM) ≥ 0 \n
\n \n Si 0,90 ≤ DM < 0,95 \n	\n \n F (DM) = 1 - (0,95 - DM) \n	\n \n \n \n \n
\n \n Si DM = 0,95 \n	\n \n F (DM) = 1 \n	\n \n \n \n \n
\n \n Si DM > 0,95 \n	\n \n F (DM) = 1 + (DM - 0,95) x 0,5 \n	\n \n Avec F (DM) ≤ 1,025 \n

\n\n

\n
\n
- DM est la disponibilité moyenne calculée selon les modalités du 3° ci-dessous ;
\n
Cette prime fixe annuelle ne peut être négative.

\n
\n

\n
2° Valeurs du taux de base annuel

\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n TAUX DE BASE ANNUEL DE LA PRIME FIXE TB (€/ kW) \n
\n \n HTA et BT \n (moyenne et basse tensions) \n	\n \n 144,94 - 1,71 × (0,001 × PGH - 5) avec PGH exprimé en kW \n (avec 136,39 ≤ TB ≤ 153,49) \n
\n \n HTB \n (haute tension) \n	\n \n 144,94 - 1,71 × (0,001 × PGH - 5) \n (avec 132,97 ≤ TB ≤ 136,39) \n
\n \n 225 kV \n	\n \n 85,11 \n

\n\n

\n
\n
Ces valeurs sont indexées en application des articles 4 et 9.

\n
3° Disponibilité
\n
La disponibilité effective en hiver (DE) est définie comme le rapport de l'énergie effectivement livrée pendant les périodes d'appel sous une puissance électrique instantanée inférieure ou égale à 1,075 fois la puissance électrique garantie PGH, sur l'énergie qu'aurait livrée l'installation si elle avait fonctionné sous la puissance électrique garantie en permanence pendant la période d'appel.
\n
L'énergie produite par l'installation de cogénération en dehors des périodes d'appel n'est pas comptabilisée dans le calcul de la disponibilité effective.
\n
Pour les installations dans le mode continu semaine pleine ou le mode continu jours ouvrés , la disponibilité moyenne DM est égale à la disponibilité effective DE.
\n
1. Cas particulier pour le mode mise à disposition du système électrique :
\n
Dans le cas où le producteur a choisi le mode mise à disposition du système électrique et si l'installation utilise des turbines, le producteur peut opter pour une correction de la disponibilité effective en fonction de la température extérieure moyenne constatée sur les périodes d'appel, selon les modalités ci-après. Si la température extérieure Tm, calculée en moyenne sur les périodes d'appel, dépasse 5° C, la disponibilité effective DE est corrigée en appliquant le coefficient multiplicatif suivant :
\n
KTm = 100/ (- 0,67 × Tm + 103,35).
\n
La disponibilité moyenne (DM) est calculée en pondérant la disponibilité effective DE, éventuellement corrigée selon les dispositions ci-dessus, par la disponibilité de référence (0,95) appliquée sur une période d'appel de référence (Hr), selon la formule suivante :
\n
DM = (DE × H + 0,95 × (Hr - H))/ Hr si H ≤ Hr.
\n
DM = DE si H > Hr.
\n
Formules dans lesquelles :
\n
- H est le nombre d'heures correspondant aux périodes d'appel ;
\n
- Hr = (N/5 × Ho) - Hi ;
\n
- Hi est le nombre d'heures d'indisponibilité programmée de l'installation, plafonné à 300 heures ;
\n
- Ho = 1 440 heures ;
\n
- N est le nombre de mois où l'installation est dans le mode mise à disposition du système électrique .

\n
4° Versements fixes

\n
\n

\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n\n

\n VERSEMENT FIXE CD (démarrage) (c €/ kW de PGH) \n	\n MONTANT REPRÉSENTATIF DES FRAIS FIXES liés à la fourniture en gaz naturel AG (€/ kW de PGH) \n
\n 7,62 \n	\n 1,83 \n

\n\n
\n

\n
5° Modalité de versement

\n
La prime est versée mensuellement selon les modalités suivantes :
\n
- la prime fixe mensuelle PFM, mois de mars excepté, est égale à : PFM = PGH × TBM × 0,95 ;
\n
- la prime fixe du mois de mars PFMmars est égale à : PFMmars = PF - 4 × (PGH × TBM × 0,95),
\n
formules dans lesquelles TBM est le taux de base de la prime fixe mensuelle, égal au cinquième du taux de base annuel TB défini ci-dessus.

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Article ENTIEREMENT_MODIF (Arrêté du 11 octobre 2013 modifiant les conditions d'achat de l'électricité produite par les installations de cogénération)