L’essentiel

  • Les pertes supplémentaires du réseau de 110 kV ne se répartissent plus une fois par an entre les producteurs et le gestionnaire de réseau de transport, mais sur chaque intervalle de règlement de 15 minutes, les résultats étant additionnés à la fin. Une année compte 35 040 intervalles de ce type, de sorte qu’une seule opération de répartition en devient jusqu’à 35 040. L’arrêté modifie la lettre i) de l’art. 352 de la norme technique et y ajoute une lettre j) nouvelle, pour la sommation annuelle.
  • La différence a des conséquences en argent, parce que la somme affectée aux producteurs entre dans le tarif de distribution. Sous l’ancienne règle, la quote-part de chaque partie s’établissait proportionnellement à l’énergie injectée sur toute l’année, quels que soient les moments où les pertes apparaissaient. Sous la nouvelle règle, ce qui compte est qui injectait de l’énergie exactement dans les quarts d’heure où le réseau de 110 kV a été traversé au-delà du régime de référence.
  • L’arrêté ne dit pas à partir de quand le nouveau calcul s’applique. Il entre en vigueur le 24 septembre 2026, c’est-à-dire après que 266 jours de 2026, soit 72,9 % de l’année, se sont écoulés sous l’ancienne règle. Le calcul se fait pourtant sur l’année civile, et aucun texte n’indique si l’année 2026 se calcule intégralement selon la nouvelle méthode, intégralement selon l’ancienne ou en deux parties.
Acte : Arrêté du président de l’Autorité nationale de réglementation dans le domaine de l’énergie n° 59/2026 portant modification et complètement de la norme technique énergétique relative à la détermination de la consommation propre technologique dans les réseaux électriques d’intérêt public – NTE 013/16/00, approuvée par l’arrêté du président de l’Autorité nationale de réglementation dans le domaine de l’énergie n° 26/2016
Publié : Journal officiel de la Roumanie (Monitorul Oficial), Partie I, n° 816 du 24 septembre 2026
Entrée en vigueur : 24 septembre 2026, date de la publication

Depuis le 24 septembre 2026, les gestionnaires de réseau de distribution d’électricité répartissent autrement les pertes supplémentaires du réseau de 110 kV entre les producteurs qui y sont raccordés et le gestionnaire de réseau de transport. L’arrêté compte deux points et moins d’une page, mais il change le pas de calcul même où se décide qui paie : à la place d’une seule affectation annuelle apparaît une affectation pour chaque intervalle de règlement de 15 minutes, suivie d’une sommation. C’est le deuxième acte du même régulateur en deux jours qui touche à la composition du tarif de distribution, après celui par lequel les communautés d’énergie peuvent demander la réduction du tarif de distribution.

Le mécanisme touché s’appelle la méthode des indices de transit et il a été introduit dans la norme technique par l’arrêté du président de l’Autorité nationale de réglementation dans le domaine de l’énergie n° 82/2023, publié au Journal officiel de la Roumanie, Partie I, n° 721 du 4 août 2023, applicable depuis le 15 août 2023. Son idée est simple : une partie de l’énergie qui passe par le réseau de 110 kV d’un gestionnaire de distribution ne fait que transiter, au lieu de couvrir la consommation de sa zone de licence. Cette partie s’appelle transit supplémentaire, et les pertes qu’elle produit s’appellent consommation propre technologique supplémentaire, c’est-à-dire les pertes techniques propres du réseau attribuables à ce transit. Elles sont à la charge de ceux qui les causent, à savoir les producteurs raccordés au réseau de 110 kV et le gestionnaire de réseau de transport.

Pour séparer le transit utile du transit supplémentaire, la norme découpe l’année en intervalles de règlement de 15 minutes et calcule pour chacun un indice de transit. Les intervalles dont le transit supplémentaire reste inférieur à 10 % du transit utile et ceux compris entre 10 % et 20 % forment, par convention, le régime de référence. Sur eux se construit une fonction de régression linéaire qui décrit comment la consommation propre technologique dépend du transit utile, puis, pour les intervalles situés hors du régime de référence, on calcule ce qu’aurait été la perte normale et on la soustrait de la perte mesurée. La différence positive est la consommation propre technologique supplémentaire ; les valeurs négatives sont considérées comme nulles.

Jusqu’à présent, la dernière étape se faisait une seule fois. La lettre i) de l’art. 352 exigeait le calcul de la consommation supplémentaire totale annuelle et son affectation « producătorilor și OTS, proporțional cu cantitatea de energie injectată anual în rețeaua de 110 kV », aux producteurs et au gestionnaire de réseau de transport, proportionnellement à la quantité d’énergie injectée annuellement dans le réseau de 110 kV. Autrement dit, on additionnait tout ce qui était sorti des étapes antérieures, on obtenait un seul chiffre pour l’année et on le partageait selon les pondérations annuelles d’injection.

La nouvelle lettre i) exige que les formules de répartition soient appliquées « pentru fiecare interval de decontare aflat în afara domeniilor de tranzit care definesc regimul de referință », pour chaque intervalle de règlement situé hors des domaines de transit qui définissent le régime de référence, et la lettre j), ajoutée aujourd’hui, exige la sommation des valeurs obtenues par intervalle pour parvenir au total annuel et aux valeurs affectées aux producteurs et au gestionnaire de réseau de transport. L’ordre s’est inversé : on partage d’abord, on additionne ensuite.

Les effets concrets

Le premier effet est un déplacement du coût entre les parties. Sous la règle annuelle, un producteur qui injectait beaucoup pendant les mois où le réseau n’était pas traversé au-delà du régime de référence supportait tout de même une quote-part proportionnelle à son injection de toute l’année. Sous la nouvelle règle, il ne supporte que ce qui correspond aux quarts d’heure où des pertes supplémentaires sont effectivement apparues. Gagne donc celui qui produit de manière constante et en dehors des pointes de transit, et perd celui qui produit exactement au moment où le réseau de 110 kV est traversé au-delà du régime de référence. Pour l’éolien et le photovoltaïque, dont la production se concentre sur certaines heures, la différence n’est pas théorique.

Le deuxième effet est le volume de calcul. Une année civile compte 35 040 intervalles de règlement de 15 minutes. Le gestionnaire de réseau de distribution doit maintenant appliquer les deux formules de répartition à chaque intervalle situé hors du régime de référence, et non une seule fois par an, et pour chacun de ces intervalles il a besoin des quantités d’énergie injectées par les producteurs et par le gestionnaire de réseau de transport dans ce quart d’heure précis. Ce sont des données de mesure qui existent, puisque le règlement du marché se fait sur le même pas de temps, mais le passage d’une opération à quelques milliers change la nature de la vérification.

Le troisième effet concerne la validation. Selon l’art. 38 de la norme, le gestionnaire de réseau de distribution transmet au gestionnaire de réseau de transport le calcul de la consommation propre technologique supplémentaire, si le résultat est supérieur à zéro, et le gestionnaire de transport le valide dans les 30 jours, les divergences étant adressées à l’autorité de réglementation. Les données sont accompagnées de la liste des producteurs dont la puissance installée dépasse 5 MW raccordés au réseau de distribution et des quantités évacuées par chaque centrale l’année précédente. Un calcul mené sur des intervalles de 15 minutes est beaucoup plus difficile à valider en 30 jours qu’un calcul mené sur des agrégats annuels, et le délai n’a pas été modifié.

Le quatrième effet se voit dans le tarif de distribution. La méthodologie approuvée par l’arrêté du président de l’Autorité nationale de réglementation dans le domaine de l’énergie n° 169/2018 prévoit, aux art. 951 et 952, que le gestionnaire de réseau de distribution demande à l’autorité l’approbation de la quantité prévisionnelle de consommation propre technologique supplémentaire pour l’année suivante, jusqu’au 1er juillet de chaque année, et l’approbation de la quantité réalisée pour l’année précédente, dans les deux cas ventilée sur les quotes-parts attribuées aux producteurs et au gestionnaire de réseau de transport. L’écart entre la prévision et le réalisé produit une correction annuelle. Le changement de méthode de ventilation entre donc directement dans ce mécanisme de correction.

Le cinquième effet tient à l’asymétrie conservée dans la norme. La lettre h) de l’art. 352 reste intacte : pour les intervalles où la différence ressort négative, la consommation supplémentaire est considérée comme nulle. Dans un calcul annuel, les intervalles négatifs s’annulaient de toute façon dans l’agrégat. Dans un calcul par intervalle, ils sont ramenés individuellement à zéro, et la somme finale est au moins aussi élevée qu’avant. Le déplacement du pas de répartition sur l’intervalle change qui paie et, par cette asymétrie, combien est payé au total.

Ce qui change par rapport à la situation antérieure

La forme antérieure de la lettre i), en vigueur depuis le 15 août 2023, disait : « se calculează CPT suplimentar total anual utilizând rezultatele obținute din parcurgerea etapelor prevăzute la lit. g) și h) și se alocă producătorilor și OTS, proporțional cu cantitatea de energie injectată anual în rețeaua de 110 kV, prin utilizarea formulelor (55) și (56) », c’est-à-dire que la consommation propre technologique supplémentaire totale annuelle se calcule à partir des résultats des étapes des lettres g) et h) et s’affecte aux producteurs et au gestionnaire de réseau de transport, proportionnellement à la quantité d’énergie injectée annuellement dans le réseau de 110 kV, par les formules (55) et (56). Elle contenait, dans une seule phrase, la sommation annuelle et la répartition, et elle indiquait expressément la base de la répartition : l’énergie injectée annuellement.

La nouvelle forme de la lettre i) ne garde que la répartition, la déplace sur chaque intervalle de règlement hors du régime de référence et supprime le mot « anual », annuellement. La sommation passe dans la lettre j) nouvelle, qui produit à la fois le total annuel et les valeurs affectées à chaque partie, à partir des résultats de la lettre i).

Le changement réel n’est pas de rédaction, mais d’arithmétique. La formule (55) partage la consommation supplémentaire entre les producteurs et le gestionnaire de réseau de transport selon le rapport entre l’énergie injectée par les producteurs et la somme des énergies injectées par les producteurs et par le gestionnaire de transport. Si ce rapport est calculé sur l’année, il est le même pour tous les intervalles, et son application à chaque intervalle suivie de la sommation donne exactement le résultat d’avant. S’il est calculé par intervalle, le résultat est autre. Toute la différence entre l’ancienne et la nouvelle règle tient donc à la période sur laquelle est mesurée l’énergie injectée, et l’arrêté ne la précise pas.

Ce qui n’a pas changé, c’est le reste de la chaîne. Les formules (55) et (56) restent celles de 2023, les définitions des termes de l’art. 351 restent intactes, les domaines qui définissent le régime de référence restent D(0) et D(1), avec la possibilité pour le gestionnaire de réseau de distribution d’en modifier le nombre en informant le gestionnaire de transport et l’autorité, et le délai de validation de 30 jours reste le même. La méthodologie de tarification de la distribution n’est pas touchée par cet arrêté.

Avantages et inconvénients

Ce que cela améliore

  • Il lie le coût au moment où il apparaît. Les pertes supplémentaires se répartissent selon qui injectait de l’énergie exactement dans les quarts d’heure où le réseau était traversé au-delà du régime de référence, et non selon une moyenne annuelle.
  • Il élimine un effet de dilution. Un producteur qui ne contribue pas au transit supplémentaire n’en supporte plus une quote-part au seul motif qu’il a beaucoup injecté pendant le reste de l’année.
  • Il aligne le pas de répartition sur le même intervalle de temps que le règlement du marché de l’énergie, 15 minutes, de sorte que les données nécessaires existent déjà dans les mesures.
  • Il sépare les deux opérations en deux lettres distinctes, i) et j), ce qui rend la norme plus facile à lire que la phrase unique d’avant.
  • Il ne touche ni les formules, ni les définitions, ni les domaines du régime de référence, il n’oblige donc pas les gestionnaires à reconstruire tout le modèle de calcul.

Ce qui reste problématique

  • L’arrêté ne dit pas sur quelle période est mesurée l’énergie injectée dans la formule de répartition. Si elle reste annuelle, la nouvelle règle donne exactement l’ancien résultat et le changement est sans effet ; si elle est celle de l’intervalle, le résultat diffère.
  • Il n’existe aucune disposition transitoire, et l’acte entre en vigueur le 24 septembre 2026, après 266 jours de l’année de calcul. Les gestionnaires n’apprennent pas du texte quelle méthode ils appliquent pour 2026.
  • Le délai de validation par le gestionnaire de réseau de transport reste de 30 jours, alors que l’objet de la validation passe d’un chiffre annuel à des milliers de calculs par intervalle.
  • L’asymétrie de la lettre h), qui ramène à zéro les valeurs négatives, devient plus importante par intervalle que sur l’agrégat annuel et peut augmenter le total réparti, sans que l’arrêté discute cet effet.
  • L’acte ne prévoit aucune obligation de publication des résultats par intervalle, ni envers les producteurs, ni envers le public, alors que les producteurs supportent une partie du coût.
  • L’arrêté ne met pas la modification en relation avec les art. 951 et 952 de la méthodologie de tarification, où la quantité prévisionnelle se détermine comme moyenne de trois années antérieures au moins, calculées selon l’ancienne méthode.

Conseils pratiques

  1. Si vous êtes producteur avec une centrale de plus de 5 MW raccordée à un réseau de distribution de 110 kV, demandez au gestionnaire de réseau de distribution la base de répartition qu’il utilisera : l’énergie injectée annuellement ou celle injectée dans chaque intervalle de règlement. La réponse décide de ce que vous payez.
  2. Comparez votre propre profil d’injection avec les heures où le réseau de la zone est traversé au-delà du régime de référence. Une production concentrée sur les mêmes heures augmente votre quote-part sous la nouvelle règle, une production en base la diminue.
  3. Les gestionnaires de réseau de distribution devraient demander par écrit à l’autorité de réglementation une clarification pour l’année 2026, avant de construire le calcul. L’arrêté n’a pas de disposition transitoire, et une méthode appliquée de travers ne se corrige qu’à la validation par le gestionnaire de réseau de transport.
  4. Préparez à l’avance les séries de données par intervalle, non les seuls agrégats annuels. Le calcul exige les quantités injectées par les producteurs et par le gestionnaire de réseau de transport dans chaque quart d’heure situé hors du régime de référence.
  5. Le gestionnaire de réseau de transport devrait dimensionner sa vérification sur le délai de 30 jours de l’art. 38 al. (3). Le délai n’a pas été prolongé, alors que l’objet de la validation a été multiplié par plusieurs milliers.
  6. Vérifiez combien de domaines de transit définissent le régime de référence dans votre zone. La norme permet au gestionnaire de réseau de distribution d’en modifier le nombre, avec justification, et de ce nombre dépend combien d’intervalles entrent dans le calcul de répartition.
  7. Si vous suivez le tarif de distribution, retenez que le changement y arrive avec retard. La quantité réalisée s’approuve pour l’année précédente, et la quantité prévisionnelle se détermine comme moyenne d’une période de trois ans au minimum, de sorte que l’effet se voit étalé.

Questions fréquentes

Qu’est-ce que la consommation propre technologique supplémentaire ?
La part des pertes du réseau de 110 kV d’un gestionnaire de distribution qui provient de l’énergie qui transite par le réseau, et non de la consommation de sa zone de licence. Elle se calcule comme différence entre les pertes déterminées par la méthode du bilan et les pertes qui auraient résulté du transit utile, selon une fonction de régression construite sur les intervalles du régime de référence.
Qui la paie ?
Les producteurs raccordés au réseau de 110 kV et le gestionnaire de réseau de transport, selon des quotes-parts établies par les formules (55) et (56) de la norme technique. Les quotes-parts entrent ensuite dans le mécanisme de prévision et de correction de la méthodologie de tarification de la distribution, approuvée par l’arrêté n° 169/2018.
Qu’est-ce qui a changé exactement ?
La répartition entre les producteurs et le gestionnaire de réseau de transport se fait désormais pour chaque intervalle de règlement situé hors du régime de référence, et le total annuel s’obtient par la sommation de ces valeurs. Auparavant, on calculait d’abord le total annuel et on le partageait une seule fois, proportionnellement à l’énergie injectée annuellement.
À quelle fréquence le calcul est-il fait ?
Une fois par an, comme jusqu’à présent. Seul le pas interne du calcul change : la répartition s’applique sur des intervalles de règlement de 15 minutes, et une année compte 35 040 intervalles de ce type.
La nouvelle méthode s’applique-t-elle aussi à l’année 2026 ?
L’arrêté ne le dit pas. Il entre en vigueur le 24 septembre 2026, et le calcul se fait sur l’année civile, de sorte que 266 des 365 jours de l’année se sont écoulés sous la règle antérieure. Ni l’arrêté, ni la norme ne prévoient de disposition transitoire.
Qu’advient-il des intervalles où le calcul donne des valeurs négatives ?
Elles sont considérées comme nulles, selon la lettre h) de l’art. 352, qui n’a pas été modifiée. La règle existait déjà avant, mais dans un calcul par intervalle elle ramène chaque valeur négative à zéro séparément, au lieu de laisser l’agrégat annuel les compenser.
Les producteurs doivent-ils faire quelque chose maintenant ?
L’arrêté ne leur impose aucune obligation directe. Ils entrent dans le calcul par les quantités d’énergie injectées, mesurées de toute façon, et par la liste des producteurs dont la puissance installée dépasse 5 MW, que le gestionnaire de réseau de distribution transmet avec les données, selon l’art. 38 al. (6) de la norme.
À partir de quand l’arrêté produit-il ses effets ?
À compter du 24 septembre 2026, date de la publication au Journal officiel de la Roumanie, Partie I, n° 816. Selon l’art. 12 al. (3) de la loi n° 24/2000, les actes normatifs des dirigeants des autorités administratives autonomes entrent en vigueur à la date de leur publication, s’ils ne prévoient pas une date ultérieure, et l’arrêté n’en prévoit pas.

Erreurs et incohérences dans le texte publié

  • La lettre i) nouvelle, face aux définitions de l’art. 351 al. (2). Le nouveau texte exige l’application des formules (55) et (56) à chaque intervalle de règlement, mais il ne dit pas sur quelle période sont mesurées les deux quantités d’énergie injectée qui entrent dans la formule (55), et leurs définitions à l’art. 351 ne contiennent aucune précision de période. Le mot « anual », annuellement, présent dans la forme antérieure de la lettre i), a été supprimé sans être remplacé. Si le rapport se calcule sur l’année, il est constant sur tous les intervalles, et la sommation exigée à la lettre j) reproduit exactement le résultat de l’ancienne règle, de sorte que la modification ne produit rien. S’il se calcule par intervalle, le résultat diffère. Un gestionnaire de bonne foi peut retenir l’une ou l’autre des deux lectures, et elles donnent des répartitions différentes entre les producteurs et le gestionnaire de réseau de transport, avec un effet dans le tarif de distribution.
  • L’absence d’une disposition transitoire, face au caractère annuel du calcul. L’arrêté entre en vigueur le 24 septembre 2026, et la consommation propre technologique supplémentaire se détermine sur l’année civile, selon l’art. 351 al. (1). Pour l’année 2026, 266 jours se sont écoulés sous la règle antérieure et 99 sous la nouvelle. L’acte n’indique pas si l’année 2026 se calcule intégralement selon la nouvelle méthode, intégralement selon l’ancienne ou en deux parties, et les trois variantes produisent trois répartitions différentes, qui se retrouvent dans la quantité réalisée approuvée selon l’art. 952 de la méthodologie de tarification de la distribution.

Analyse de la rédaction

L’arrêté compte deux points et change l’ordre de deux opérations mathématiques. C’est précisément pour cela qu’il mérite d’être lu crayon en main : dans un acte de réglementation technique, l’ordre des opérations est la règle de droit elle-même. Ici, il décide de ce qu’un producteur d’électricité supporte des pertes du réseau de 110 kV, et de là la somme parvient, par la méthodologie de tarification, dans la facture de distribution.

La première observation n’apparaît qu’en plaçant l’arrêté à côté de la forme qu’il remplace. Le texte de 2023 disait que l’affectation se fait « proportionnellement à la quantité d’énergie injectée annuellement dans le réseau de 110 kV ». Le nouveau texte ne dit plus rien de la période. Les définitions des deux quantités à l’art. 351 al. (2) n’ont pas été touchées et n’indiquent pas davantage de période. Le résultat est une norme qui exige un calcul par intervalle, mais ne précise pas si les données d’entrée de ce calcul sont celles de l’intervalle ou annuelles. Ce n’est pas une subtilité : si elles restent annuelles, la pondération de répartition est identique sur tous les intervalles, et la somme exigée à la lettre j) reproduit fidèlement l’ancien résultat. Autrement dit, dans l’une des deux lectures possibles, l’arrêté ne change aucun chiffre.

La deuxième observation porte sur un effet que l’acte ne mentionne pas, bien qu’il découle directement de la structure du calcul. La lettre h) exige de considérer comme nulles les valeurs négatives. Dans un calcul agrégé, un écart négatif sur un intervalle réduit le total ; dans un calcul par intervalle, il est ramené à zéro et ne compense plus rien. Le déplacement de la répartition sur l’intervalle ne s’arrête pas à la redistribution de la même somme : il peut augmenter le total réparti. L’exposé des motifs d’un tel arrêté aurait dû chiffrer l’effet, et la norme aurait dû dire dans quel ordre s’appliquent la règle du zéro et la sommation.

La troisième observation tient à la proportion entre le changement et la capacité de vérification. L’art. 38 al. (3) donne au gestionnaire de réseau de transport 30 jours pour valider les résultats reçus du gestionnaire de réseau de distribution. L’objet de la validation était, jusqu’à présent, un total annuel et une quote-part. Depuis le 24 septembre 2026, il peut comprendre jusqu’à 35 040 répartitions par intervalle, chacune avec ses propres données d’entrée. Le délai est resté le même. Un délai de procédure qui ne bouge pas quand son objet est multiplié par des milliers ne protège personne : il produit des validations de forme ou des divergences adressées à l’autorité de réglementation.

La quatrième observation tient au calendrier et à qui paie le retard. La méthode des indices de transit fonctionne depuis le 15 août 2023, et la première quantité réalisée a été approuvée, selon l’art. 952 de la méthodologie de tarification, à partir de l’année 2025, pour l’année 2024. La méthode a donc déjà été appliquée pour deux années entières, 2024 et 2025, et la correction pour 2026 se calculera en 2027. La modification arrive 3 ans et 40 jours après l’entrée en vigueur de la méthode, trois mois et sept jours avant la fin de l’année de calcul, et sans un mot sur la transition. La quantité prévisionnelle, elle, se détermine comme moyenne de trois années antérieures au moins, années calculées selon l’ancienne règle. Dans le tarif de distribution coexisteront donc, pendant quelques années, une prévision construite sur une méthode et un réalisé construit sur une autre.

Enfin, une observation sur ce qui se voit de l’extérieur. Les producteurs supportent une partie du coût des pertes supplémentaires, et leur quote-part s’établit désormais par quarts d’heure, à partir de données que détient le gestionnaire de réseau de distribution. La norme prévoit la transmission de la liste des producteurs dont la puissance installée dépasse 5 MW et des quantités évacuées par chacun, mais au gestionnaire de réseau de transport et à l’autorité de réglementation, non aux producteurs eux-mêmes. Un producteur n’a, d’après la norme, aucun droit explicite de voir comment sa quote-part a été obtenue, alors que la base de calcul vient de devenir des milliers de fois plus fine.

Ce qui devrait changer

  • La lettre i) devrait dire expressément que l’énergie injectée se prend sur chaque intervalle de règlement. Cinq mots de plus fermeraient la seule ambiguïté réelle de l’arrêté et montreraient que la modification produit bien un résultat différent de celui d’avant.
  • L’arrêté devrait être complété par une disposition transitoire pour l’année 2026. Une phrase disant que la nouvelle méthode s’applique à partir de l’année de calcul 2027, ou que l’année 2026 se calcule intégralement selon la nouvelle méthode, épargnerait aux gestionnaires et à l’autorité une série de divergences lors de la validation.
  • Le délai de validation de l’art. 38 al. (3) devrait être mis en rapport avec le nouveau volume de calcul. Si l’objet de la validation passe d’un chiffre à des milliers de répartitions par intervalle, les 30 jours doivent être soit prolongés, soit accompagnés d’un format standard de déclaration qui rende la vérification automatisable.
  • La règle du zéro de la lettre h) devrait être reformulée en même temps que le nouvel ordre des opérations. La norme devrait dire si les valeurs négatives s’annulent par intervalle, avant la répartition, ou se compensent dans l’agrégat, car de ce choix dépend le total mis à la charge des producteurs et du gestionnaire de réseau de transport.
  • Les producteurs devraient recevoir, sur demande, le calcul de leur propre quote-part. Un alinéa à l’art. 38 obligeant le gestionnaire de réseau de distribution à communiquer à chaque producteur la base de calcul de sa quote-part rendrait le mécanisme contestable en fait, et non seulement en principe.
  • La prévision de l’art. 951 de la méthodologie de tarification devrait être ajustée pour les années calculées selon l’ancienne méthode. Sinon, la moyenne sur trois années au minimum mélange des résultats obtenus par deux méthodes différentes, et la correction annuelle reflétera le changement de méthode, non l’évolution réelle des pertes.

Texte original de l’acte normatif

Le texte ci-dessous est reproduit en roumain, la forme officielle de publication.

Le texte intégral, tel que publié au Journal officiel de la Roumanie

Journal officiel de la Roumanie n° 816 du 24 septembre 2026 8 pages PDF, 77 KB l'acte commence à la page 8

Ouvrir le PDF officielTélécharger le PDF

La visionneuse ne s'affiche pas sur les petits écrans. Utilisez les boutons ci-dessus pour ouvrir ou télécharger le fichier.

Cet article a un caractère purement informatif et ne constitue pas un conseil juridique. Pour des situations concrètes, consultez un avocat ou un conseiller fiscal agréé.