Participaient à la séance : Jean-François CARENCO, président, Catherine EDWIGE, Ivan FAUCHEUX, Jean-Laurent LASTELLE et Valérie PLAGNOL, commissaires.
Les articles L. 452-1-1, L. 452-2 et L. 452-3 du code de l'énergie donnent compétence à la Commission de régulation de l'énergie (CRE) pour fixer la méthode d'établissement des tarifs d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel. Dans ce cadre, la CRE procède notamment aux modifications de niveau et de structure des tarifs qu'elle estime justifiées au vu notamment de l'analyse de la comptabilité des opérateurs, du niveau de rentabilité des actifs opérés par ces derniers et de l'évolution prévisible des charges de fonctionnement et d'investissement.
Les tarifs péréqués actuels d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des entreprises locales de distribution (ELD), dits « tarifs ATRD5 » (1), sont entrés en vigueur le 1er juillet 2018 en application de la délibération de la CRE du 21 décembre 2017. Neuf ELD, présentant des comptes dissociés, disposent d'un tarif spécifique et douze ELD, ne présentant pas de comptes dissociés, disposent d'un tarif commun.
Ces tarifs ont été conçus pour s'appliquer pour une durée d'environ quatre ans. La CRE définit de nouveaux tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel pour les ELD, dits « tarifs ATRD6 des ELD », qui s'appliqueront à partir du 1er juillet 2022, conformément au calendrier initialement prévu.
Compte tenu de la visibilité indispensable pour les acteurs de marché et de la complexité des sujets à traiter, la CRE a organisé cinq consultations publiques en lien avec le tarif ATRD6 des ELD de gaz naturel :
- la première, en date du 14 février 2019, concernait le cadre de régulation applicable aux opérateurs d'infrastructures régulées pour la prochaine génération de tarifs ;
- la deuxième, en date du 27 mars 2019, concernait les premières orientations concernant la structure du tarif ATRD6 de GRDF, qui a vocation à s'appliquer également aux ELD, dont la grille dispose de la même structure que celle de GRDF ;
- la troisième, en date du 23 juillet 2019, concernait les conditions d'insertion du biométhane sur les réseaux de transport et de distribution de gaz et l'introduction d'un timbre d'injection ;
- la quatrième, en date du 1er octobre 2019, concernait le niveau des charges de GRDF à couvrir pour la période ATRD6 et le niveau du tarif en découlant, la structure tarifaire ainsi que le cadre de régulation tarifaire ;
- la cinquième, en date du 7 octobre 2021, concernait le niveau des charges des ELD à couvrir pour la période ATRD6 et le niveau du tarif en découlant ainsi que le cadre de régulation tarifaire.
Les réponses à ces consultations publiques sont publiées, le cas échéant dans leur version non confidentielle, sur le site de la CRE.
A ce stade, les demandes tarifaires de huit ELD disposant d'un tarif spécifique ont été étudiées par la CRE (2). Caléo (commune de Guebwiller) a soumis sa demande ultérieurement, celle-ci fait donc l'objet d'un calendrier spécifique : une consultation publique dédiée au niveau du tarif de Caléo et du tarif commun sera ainsi menée au premier trimestre 2022.
La présente délibération se fonde notamment sur les demandes tarifaires des ELD ainsi que sur de nombreux échanges avec ces dernières, sur des analyses internes, sur des rapports d'auditeur externe (3) et sur le retour des acteurs de marché aux différentes consultations publiques. La CRE a également auditionné à deux reprises le syndicat professionnel des entreprises gazières non nationalisées (SPEGNN).
Principaux enjeux du tarif ATRD6 des ELD
Accompagner la transition énergétique et prendre en compte la baisse tendancielle des consommations
La prochaine période tarifaire (2022-2025) s'inscrit dans un contexte d'accélération de la transition énergétique, avec une baisse durable de la consommation de gaz recherchée par la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) et la réglementation environnementale. De nouveaux usages (véhicules GNV et bioGNV) devraient certes s'insérer dans ce contexte, mais de façon marginale à l'horizon du tarif ATRD6. Mécaniquement, à charges constantes, le coût unitaire par MWh de gaz distribué est donc sur une tendance haussière. Les charges à couvrir pour constituer le revenu autorisé des GRD concernés doivent, en application du code de l'énergie, être celles d'un opérateur efficace. La CRE a porté une attention particulière au fait que les charges à couvrir s'inscrivent bien dans la perspective d'une baisse tendancielle de la consommation de gaz.
Par ailleurs, pour anticiper les conséquences de la baisse des consommations, le tarif ATRD6 des ELD prévoit, comme pour GRDF, la réduction de 45 à 30 ans de la durée d'amortissement des branchements et conduites d'immeuble et conduites montantes (CICM). Cette réduction de la durée d'amortissement participe, comme la maitrise des nouveaux investissements, à réduire le risque de coûts échoués à long terme, dans la perspective de la neutralité carbone à l'horizon 2050.
Maintenir un niveau de sécurité maximum du réseau de distribution de gaz
L'évolution de la réglementation relative à la sécurité des infrastructures et des installations de gaz appelle des efforts supplémentaires dans le maintien en conditions opérationnelles, la maintenance et le renouvellement du réseau. Le tarif ATRD6 permet aux ELD de mettre en œuvre la politique industrielle nécessaire au maintien d'un niveau de sécurité élevé.
Maîtriser les investissements tout en accueillant le biométhane
La perspective de baisse de la consommation de gaz rend essentielle la maîtrise des investissements. Pendant la période tarifaire ATRD6, les investissements réalisés par les ELD devront donc répondre en priorité aux objectifs de sécurité du réseau et d'intégration du biométhane au meilleur coût.
Le tarif ATRD6 donne les moyens aux ELD de réaliser ces investissements, afin notamment de raccorder les producteurs de biométhane au réseau et de procéder aux adaptations des infrastructures induites. Ces nouveaux investissements des gestionnaires de réseaux seront mis en œuvre, le plus possible, en mobilisant les ressources existantes, afin de maîtriser la hausse des charges associées.
Accompagner le bon déroulement des projets industriels des ELD tout en maîtrisant les coûts
Le déploiement des projets de comptage évolué sur le territoire des ELD, ainsi que l'intégration au périmètre des concessions des conduites d'immeubles - conduites montantes (CICM) de gaz en cas d'adoption de l'article 63 du projet de loi relatif à la différenciation, la décentralisation, la déconcentration et portant diverses mesures de simplification de l'action publique locale dite « 3DS », dans sa version adoptée par le Sénat - représentent un enjeu industriel et financier significatif pour les ELD.
La réalisation de ces projets industriels doit se faire à un coût maîtrisé. A ce titre, le tarif ATRD6 incite financièrement les ELD à exploiter les synergies et pistes de mutualisation envisageables pour la réalisation de ces projets.
Permettre le bon développement de la concurrence sur leur territoire
L'absence quasi-totale de concurrence sur le marché de détail constitue, pour les consommateurs concernés, une faiblesse sur le territoire des ELD, dans un contexte où les tarifs des ELD sont en moyenne sensiblement supérieurs à ceux de l'opérateur national sur le territoire desquels la concurrence s'exerce de façon satisfaisante. Pour remédier à cette situation, la CRE a formulé dans sa délibération du 10 juin 2021 (4) des recommandations et des demandes aux ELD, qui portent notamment sur la modernisation et l'harmonisation de leurs systèmes d'information et doivent aboutir à la mise en place rapide de portails communs et de procédures efficaces et standardisées.
Le cadre de régulation incitative du tarif ATRD6 intègre ces enjeux, afin d'inciter les ELD à réaliser les actions nécessaires à ce que les consommateurs disposent, comme ailleurs sur le territoire national, d'un choix d'offres de fourniture.
Niveau tarifaire
Dans le cadre de l'élaboration des tarifs ATRD6 des ELD, les ELD disposant d'un tarif spécifique ont transmis à la CRE, par courrier électronique, l'ensemble des éléments de leur demande tarifaire. Elles ont formulé une demande d'évolution tarifaire exposant leurs prévisions de coûts pour la période 2022-2025, de nombre de clients raccordés et de quantités de gaz distribuées, ainsi que leurs demandes relatives au cadre de régulation.
Au terme de ses analyses, des réponses à la consultation publique de 7 octobre 2021 et des échanges complémentaires qu'elle a eus avec les ELD, la CRE décide de limiter la hausse tarifaire demandée pour chacune des ELD.
Charges à couvrir
Les demandes des ELD en termes de charges à couvrir sont globalement en hausse, ce que les ELD expliquent par les éléments suivants :
- le développement de l'injection de biométhane ;
- des exigences croissantes en matière de sécurité industrielle, qui conduisent les opérateurs à renforcer leurs actions de sécurisation du réseau (par exemple, à travers la sécurisation des branchements, le remplacement des régulateurs de branchement, ou la résorption des canalisations en fontes pour prévenir les risques de corrosion) ;
- l'intégration éventuelle dans les concessions de distribution de gaz des conduites montantes prévue par le projet de loi dite « 3DS », qui impacte les ELD à des degrés divers et qui constitue pour celles exploitant aujourd'hui peu de conduites, un enjeu financier et opérationnel, afin de procéder au recensement, au contrôle, à l'entretien et au renouvellement de ces ouvrages ;
- le déploiement des compteurs communicants.
La demande des ELD conduirait à la hausse suivante des charges à couvrir (CNE + CCN) :
ELD
Evolution des charges annuelles moyennes à couvrir
      

     entre la période 2022-2025 et le réalisé 2018-2020
Toutes charges comprises
Hors charges associées aux projets 
      

    de comptage évolué
Régaz-Bordeaux
+ 10 %
+ 7 %
R-GDS
+ 18 %
+ 14 %
GreenAlp
+ 24 %
+ 16 %
Vialis
+ 20 %
+ 15 %
Gedia
+ 21 %
+ 16 %
Gaz de Barr
+ 18 %
+ 13 %
Veolia Eau
+ 12 %
+ 12 %
Sorégies
+ 15 %
+ 9 %
La CRE a procédé à une analyse, appuyée sur un audit réalisé par un consultant externe, de la demande des ELD en termes de charges nettes d'exploitation (CNE) pour la période 2022-2025, dont les conclusions sont publiées en même temps que la présente délibération.
La CRE retient :
- une trajectoire de charges d'exploitation ajustée, permettant de limiter la hausse de ces dernières mais donnant les moyens aux ELD de répondre aux nouveaux enjeux de sécurité, de transition énergétique et de développement de la concurrence ;
- un taux de CMPC qui réplique les paramètres de rémunération retenus pour le tarif ATRD6 de GRDF, avec une actualisation du taux d'impôt sur les sociétés. L'enjeu associé à la limitation des charges de capital est d'autant plus important que les niveaux d'investissement prévisionnels des ELD sont elles aussi en hausse, malgré la diminution du nombre de clients et des consommations.
L'évolution des charges à couvrir retenue est la suivante :
ELD
Evolution des charges annuelles moyennes à couvrir 
      

    entre la période 2022-2025 et le réalisé 2018-2020
Toutes charges comprises
Hors charges associées aux projets 
      

    de comptage évolué
Régaz-Bordeaux
+ 5 %
+ 2 %
R-GDS
+ 11 %
+ 8 %
GreenAlp
+ 15 %
+ 9 %
Vialis
+ 9 %
+ 5 %
Gedia
+ 14 %
+ 8 %
Gaz de Barr
+ 13 %
+ 9 %
Veolia Eau
+ 9 %
+ 9 %
Sorégies
+ 7 %
+ 1 %
Quantités distribuées et nombre de consommateurs
L'évolution du tarif dépend non seulement du niveau des charges à couvrir, mais également de l'évolution des volumes de consommation et du nombre de consommateurs, sur la base desquels sont calculées les recettes tarifaires prévisionnelles.
Après une période tarifaire ATRD5 marquée par d'importants écarts entre les volumes de consommation prévisionnels et le réalisé, les ELD prévoient des trajectoires de nombre de consommateurs et de volumes de consommation globalement en baisse sur la période ATRD6.
La CRE a procédé à une analyse de ces prévisions, qui s'appuient sur :
- des hypothèses de nombre de consommateurs crédibles au regard du contexte susmentionné ;
- une méthodologie d'estimation des volumes de consommation globalement cohérente avec ces hypothèses, ainsi qu'avec les consommations historiques.
La CRE considère que les trajectoires présentées par les ELD sont cohérentes avec les évolutions prévisibles du secteur gazier.
Evolution du niveau tarifaire
Les analyses de la CRE sur les demandes tarifaires des ELD mènent ainsi aux évolutions tarifaires suivantes sur la période tarifaire ATRD6 :
Marche initiale au 1er juillet 2022
      

     (dont inflation)
Facteur d'évolution annuel (X) 
      

    à compter du 1er juillet 2023
Régaz-Bordeaux
- 4,0 %
- 1,3 %
R-GDS
- 4,1 %
- 1,3 %
GreenAlp
40,0 %
7,3 %
Vialis
- 8,6 %
- 1,3 %
Gedia
11,1 %
0,0 %
Gaz de Barr
1,6 %
0,0 %
Veolia Eau
3,4 %
0,0 %
Sorégies
- 0,2 %
- 1,3 %
Cadre de régulation tarifaire
La CRE reconduit pour le tarif ATRD6 des ELD les principaux mécanismes de régulation incitative fixés dans ses précédentes délibérations : régulation incitative à la maîtrise des charges d'exploitation, régulation incitative de la qualité de service et de la recherche et du développement (R&D), couverture a posteriori de certains écarts via le compte de régularisation des charges et des produits (CRCP).
Ces mécanismes sont adaptés en cohérence avec les évolutions adoptées dans le cadre du tarif ATRD6 de GRDF, entré en vigueur le 1er juillet 2020. En particulier, le périmètre des indicateurs de qualité de service inclut des indicateurs relatifs au développement du biométhane et à l'environnement, ainsi qu'une incitation des indicateurs liés au développement de la concurrence sur le territoire des ELD.
Par ailleurs, la CRE a décidé de :
- supprimer la régulation incitative spécifique aux investissements « hors réseaux » afin de simplifier le cadre de régulation incitative, et de le recentrer sur des dispositifs dont l'efficacité est avérée ;
- faire évoluer la régulation incitative au développement du nombre de clients afin de tenir compte du retour d'expérience contrasté sur la période ATRD5, et du contexte défavorable à ce dispositif.
La CRE introduit également deux nouveaux dispositifs :
- un plafond pluriannuel d'investissements pour GreenAlp, au-delà duquel ses dépenses d'investissements ne seront que partiellement couvertes, pour inciter l'opérateur à maitriser et à prioriser ces dernières, afin de limiter les hausses tarifaires à venir et de réduire le risque de coûts échoués ;
- une régulation incitative sur certaines actions jugées prioritaires, qui pourra notamment servir à inciter les ELD à mener les actions nécessaires au bon fonctionnement du marché de masse sur leur territoire.
Enfin, concernant les projets de comptage évolué des ELD de gaz, la CRE met en place un cadre de régulation incitative fondé sur le respect du calendrier de déploiement, la maitrise des coûts d'investissements, et des objectifs de performance du système de comptage.
Le Conseil supérieur de l'énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision, a rendu son avis le 20 janvier 2022.
Sommaire
1. Compétences de la CRE et processus d'élaboration tarifaire
1.1. Compétences de la CRE
1.2. Typologie des gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) de gaz naturel et des tarifs
1.3. Processus d'élaboration tarifaire
1.4. Enjeux pour la période du tarif ATRD6 des ELD
1.4.1. Principaux enjeux identifiés par les ELD
1.4.2. Principaux enjeux identifiés par la CRE
2. Cadre de régulation tarifaire
2.1. Grands principes tarifaires
2.1.1. Détermination du revenu autorisé
2.1.2. Rémunération des actifs et couverture des investissements
2.1.3. Principe du CRCP
2.2. Calendrier tarifaire
2.2.1. Une période tarifaire d'environ quatre ans
2.2.2. Principes de l'évolution annuelle du tarif et homothétie tarifaire
2.2.3. Calcul du solde du CRCP au 1er jour de l'année N
2.2.4. Calcul du coefficient k en vue de l'apurement du solde du CRCP
2.3. Régulation incitative à la maîtrise des coûts
2.3.1. Régulation incitative des charges d'exploitation
2.3.2. Régulation incitative des investissements
2.3.3. Couverture au CRCP de certains postes
2.4. Régulation incitative au développement de la concurrence
2.5. Régulation incitative de la qualité de service
2.5.1. Rappel et bilan du dispositif de régulation incitative dans le tarif ATRD5
2.5.2. Adaptation du dispositif pour la période tarifaire ATRD6
2.6. Régulation incitative de l'innovation
2.6.1. Régulation de la R&D
2.6.2. Projets de réseaux intelligents
2.6.3. Favoriser l'innovation à l'externe - Régulation sur les délais de mise œuvre des actions prioritaires
2.7. Régulation incitative associée aux projets de comptage évolué des ELD
3. Niveau des charges à couvrir et trajectoires d'évolution du tarif d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel des ELD
3.1. Niveau des charges à couvrir
3.1.1. Demande tarifaire des ELD
3.1.2. Charges d'exploitation (hors projets de comptage évolué)
3.1.3. Calcul des charges de capital normatives
3.1.4. Charges d'exploitation et de capital liées aux projets de comptage évolué des ELD
3.1.5. Synthèse des ajustements sur les coûts des projets de comptage retenus par la CRE
3.1.6. Niveaux des charges d'exploitation et de capital associés aux projets de comptage évolué
3.1.7. Solde prévisionnel de CRCP de fin de période ATRD5
3.1.8. Revenu autorisé sur la période tarifaire 2022-2025
3.2. Hypothèses de quantités de gaz distribuées et de nombre de consommateurs desservis
3.2.1. Evolutions constatées sur la période couverte par le tarif ATRD5
3.2.2. Demandes des ELD
3.2.3. Analyse de la CRE
3.3. Trajectoire d'évolution du tarif d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel des ELD
4. Tarif d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel des ELD, applicable au 1er juillet 2022
4.1. Règles tarifaires
4.2. Grilles tarifaires d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel des ELD
4.2.1. Grilles tarifaires pour les consommateurs (hors terme Rf)
4.2.2. Terme Rf
4.2.3. Grille applicable aux producteurs de biométhane
Décision
1. Compétences de la CRE et processus d'élaboration tarifaire
1.1. Compétences de la CRE
L'article L. 134-2, 4° du code de l'énergie donne compétence à la CRE pour préciser « les conditions d'utilisation des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel […] y compris la méthodologie d'établissement des tarifs d'utilisation de ces réseaux […] et les évolutions tarifaires ».
Les articles L. 452-1-1 à L. 452-3 du code de l'énergie encadrent les compétences tarifaires de la CRE.
L'article L. 452-1-1 du code de l'énergie prévoit notamment que ces tarifs « sont établis de manière transparente et non discriminatoire afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par ces gestionnaires, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau ou d'installations efficace. Ces coûts tiennent compte des caractéristiques du service rendu et des coûts liés à ce service, y compris des obligations fixées par la loi et les règlements ainsi que des coûts résultant de l'exécution des missions de service public et des contrats mentionnés au I de l'article L. 121-46 ».
L'article L. 452-2 du code de l'énergie prévoit que la CRE fixe les méthodes utilisées pour établir les tarifs d'utilisation des réseaux de gaz naturel.
Par ailleurs, l'article L. 452-3 du code de l'énergie dispose que la CRE délibère sur les évolutions tarifaires « avec, le cas échéant, les modifications de niveau et de structure des tarifs qu'elle estime justifiées au vu notamment de l'analyse de la comptabilité des opérateurs et de l'évolution prévisible des charges de fonctionnement et d'investissement ». La délibération de la CRE peut prévoir « un encadrement pluriannuel de l'évolution des tarifs ainsi que des mesures incitatives appropriées à court ou long terme pour encourager les opérateurs à améliorer leurs performances liées, notamment, à la qualité du service rendu, à l'intégration du marché intérieur du gaz, à la sécurité d'approvisionnement et à la recherche d'efforts de productivité ».
L'article L. 452-3 du code de l'énergie dispose également que la CRE « procède, selon des modalités qu'elle détermine, à la consultation des acteurs du marché de l'énergie ».
La présente délibération de la CRE définit la méthode d'établissement du tarif d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel des ELD et fixe le tarif dit « ATRD6 » des ELD à compter du 1er juillet 2022 pour environ quatre ans.
1.2. Typologie des gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) de gaz naturel et des tarifs
Il existe actuellement 25 gestionnaires de réseau de distribution (GRD) de gaz naturel en France :
- GRDF, représentant 96 % des quantités de gaz naturel distribuées en France et acheminant du gaz naturel sur la majorité du territoire français ;
- 24 autres GRD de plus petite taille :
- Régaz-Bordeaux et R-GDS, représentant chacun environ 1,5 % des quantités de gaz distribuées, et acheminant du gaz naturel respectivement pour la ville de Bordeaux et 45 autres communes du département de la Gironde, et pour la ville de Strasbourg et 80 autres communes du département du Bas-Rhin, au périmètre péréqué ;
- 19 autres GRD, représentant au total 1 % des quantités de gaz distribuées ;
- Antargaz, SICAE de la Somme et du Cambraisis et Séolis, dont l'activité d'origine est respectivement la distribution de gaz propane et butane et la distribution d'électricité, sont des opérateurs « nouveaux entrants » sur la distribution de gaz naturel en France, depuis octobre 2008 pour Antargaz, avril 2010 pour la SICAE de la Somme et du Cambraisis et juillet 2014 pour Séolis.
Les dispositions de l'article L. 452-1-1 du code de l'énergie prévoient que « Les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel autres que ceux concédés en application de l'article L. 432-6 font l'objet d'une péréquation à l'intérieur de la zone de desserte de chaque gestionnaire ».
Ces dispositions fixent le principe de péréquation des tarifs d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel à l'intérieur de la zone de desserte de chaque GRD. Elles excluent de cette péréquation tarifaire les nouvelles zones de desserte créées après 2008 (5).
Les tarifs d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel sont ainsi composés :
- d'une part, de tarifs ATRD péréqués à l'intérieur de la zone de desserte des GRD concernés :
- 1 tarif spécifique à GRDF. Le tarif ATRD6 de GRDF est entré en vigueur le 1er juillet 2020, en application de la délibération de la CRE du 23 janvier 2020 (6) ;
- 9 tarifs spécifiques pour les 9 entreprises locales de distribution (ELD) ayant présenté des comptes dissociés : Régaz-Bordeaux, R-GDS, GreenAlp (7), Vialis, Gedia, Caléo, Gaz de Barr, Veolia Eau, Sorégies (8) ;
- 1 tarif commun pour les 12 ELD ne produisant pas de comptes dissociés :
- Énergies Services Lannemezan ;
- Energis - Régie de Saint-Avold ;
- Gazélec de Péronne ;
- Energies et Services de Seyssel ;
- Régie Municipale Gaz et Electricité de Bonneville ;
- Régie Municipale Gaz et Electricité de Sallanches ;
- Régie du Syndicat Électrique Intercommunal du Pays Chartrain ;
- Énergies Services Lavaur ;
- Énergies Services Occitans - Régie de Carmaux ;
- Régie Municipale Multiservices de La Réole ;
- Gascogne Energies Services ;
- Régies Municipales d'Electricité, de Gaz, d'Eau et d'Assainissement de Bazas ;
- d'autre part, de tarifs non péréqués pour la distribution publique de gaz naturel des nouvelles zones de desserte : au 1er août 2021, il existe 187 tarifs. Depuis 2011, ces tarifs sont fixés par des délibérations de la CRE. Les règles tarifaires pour les tarifs non péréqués sont définies dans la délibération n° 2018-028 de la CRE (9).
La présente délibération fixe les tarifs d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel de 8 ELD, Caléo ayant demandé un délai supplémentaire pour établir son dossier tarifaire. La publication de la délibération fixant les tarifs de Caléo interviendra au premier trimestre 2022, après consultation publique. Cette délibération fixera également le niveau du tarif commun devant s'appliquer à compter du 1er juillet 2022, pour les ELD ne disposant pas de tarif spécifique.
1.3. Processus d'élaboration tarifaire
Pour établir l'ATRD6 des ELD, compte tenu de la visibilité indispensable pour les acteurs de marché et de la complexité des sujets à traiter, la CRE a organisé 5 consultations publiques qui abordent des thématiques en lien avec le tarif ATRD6 des ELD de gaz naturel :
- la première, en date du 14 février 2019, concernait le cadre de régulation applicable aux opérateurs d'infrastructures régulées pour la prochaine génération de tarifs ;
- la deuxième, en date du 27 mars 2019, concernait les premières orientations concernant la structure du tarif ATRD6 de GRDF, qui a vocation à s'appliquer également aux ELD, dont la grille dispose de la même structure que celle de GRDF ;
- la troisième, en date du 23 juillet 2019, concernait les conditions d'insertion du biométhane sur les réseaux de transport et de distribution de gaz et l'introduction d'un timbre d'injection ;
- la quatrième, en date du 1er octobre 2019, concernait le niveau des charges de GRDF à couvrir pour la période ATRD6 et le niveau du tarif en découlant, la structure tarifaire ainsi que le cadre de régulation tarifaire ;
- la cinquième, en date du 7 octobre 2021, concernait le niveau des charges des ELD à couvrir pour la période ATRD6 et le niveau du tarif en découlant ainsi que le cadre de régulation tarifaire.
Les réponses à ces consultations publiques sont publiées, le cas échéant dans leur version non confidentielle, sur le site de la CRE. Par ailleurs, après la cinquième consultation publique, la CRE a auditionné le SPEGNN, le syndicat professionnel représentant les ELD.
1.4. Enjeux pour la période du tarif ATRD6 des ELD
1.4.1. Principaux enjeux identifiés par les ELD
Les dossiers de demande tarifaire transmis par les ELD identifient des enjeux communs pour la période ATRD6 :
- une diminution durable de la consommation de gaz induite par les orientations de politique énergétique , qui nécessite selon les ELD d'augmenter les budgets alloués au développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz et de travailler sur l'attractivité des métiers de la distribution de gaz afin de sécuriser à moyen terme les compétences nécessaires à leur activité ;
- le développement de la production et de l'injection de biométhane ;
- de nouveaux usages pour le gaz notamment sous forme de GNV ;
- des exigences croissantes en matière de sécurité industrielle, qui conduisent les opérateurs à renforcer leurs actions de sécurisation du réseau (par exemple, à travers la sécurisation des branchements, le remplacement des régulateurs de branchement, ou la résorption des canalisations en fontes pour prévenir les risques de corrosion) ;
- l'intégration éventuelle dans les concessions de distribution de gaz des conduites montantes prévue par le projet de loi dite « 3DS », qui constitue pour les ELD exploitant aujourd'hui peu de conduites montantes, un enjeu financier et opérationnel important ;
- la mise en œuvre du déploiement des compteurs communicants​.
1.4.2. Principaux enjeux identifiés par la CRE
La CRE a bien pris note des enjeux mis en avant par les ELD dans leurs demandes tarifaires. Dans la continuité du tarif ATRD6 de GRDF, la CRE identifie 5 enjeux pour l'élaboration du tarif ATRD6 des ELD.
Accompagner la transition énergétique et prendre en compte la baisse tendancielle des consommations
La prochaine période tarifaire (2022-2025) s'inscrit dans un contexte d'accélération de la transition énergétique, avec une baisse durable de la consommation de gaz recherchée par la programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE) et la réglementation environnementale. De nouveaux usages (véhicules GNV et bioGNV) devraient certes s'insérer dans ce contexte, mais de façon marginale à l'horizon du tarif ATRD6. Mécaniquement, à charges constantes, le coût unitaire par MWh de gaz distribué est donc sur une tendance haussière. Les charges font par conséquent l'objet d'une attention particulière de la CRE.
Dans cette optique, le tarif ATRD6 des ELD prévoit, comme pour GRDF, la réduction de 45 à 30 ans de la durée d'amortissement des branchements et conduites d'immeuble - conduites montantes. Cette réduction de la durée d'amortissement participe, comme la maitrise des nouveaux investissements, à réduire le risque de coûts échoués à long terme, dans la perspective de la neutralité carbone à l'horizon 2050.
Maintenir un niveau de sécurité maximum du réseau de distribution de gaz
L'évolution de la réglementation relative à la sécurité des infrastructures et des installations de gaz appelle des efforts supplémentaires dans le maintien en conditions opérationnelles, la maintenance et le renouvellement du réseau. Le tarif ATRD6 permet aux ELD de mettre en œuvre la politique industrielle nécessaire au maintien d'un niveau de sécurité élevé.
Maîtriser les investissements tout en accueillant le biométhane
La perspective de baisse de la consommation de gaz accroît l'importance de la maîtrise des investissements. Pendant le tarif ATRD6, les investissements réalisés par les ELD devront donc répondre en priorité aux objectifs de sécurité du réseau et d'intégration du biométhane au meilleur coût.
Le tarif ATRD6 donne les moyens aux ELD de réaliser ces investissements, afin notamment de raccorder les producteurs de biométhane au réseau et de procéder aux adaptations des infrastructures induites. Ces nouveaux investissements des gestionnaires de réseaux seront mis en œuvre, le plus possible, en mobilisant les ressources existantes.
Accompagner le bon déroulement des projets industriels des ELD tout en maîtrisant les coûts
Le déploiement des projets de comptage évolué sur le territoire des ELD, ainsi que l'intégration au périmètre des concessions des CICM de gaz en cas d'adoption de l'article 63 du projet de loi relatif à la différenciation, la décentralisation, la déconcentration et portant diverses mesures de simplification de l'action publique locale dite « 3DS », dans sa version telle qu'adoptée par le Sénat, représentent un enjeu industriel et financier significatif pour les ELD.
La réalisation de ces projets industriels doit se faire à un coût maîtrisé. A ce titre, la CRE veille à ce que les ELD exploitent autant que possible les synergies et pistes de mutualisation envisageables pour la réalisation de projets similaires.
Inciter les ELD à permettre le bon développement de la concurrence sur leur territoire
L'absence quasi-totale de concurrence sur le marché de masse constitue une faiblesse majeure sur le territoire des ELD.
Pour remédier à cette situation, la CRE a formulé dans sa délibération du 10 juin 2021 (10) des recommandations et des demandes aux ELD, qui portent notamment sur la modernisation et l'harmonisation de leurs systèmes d'information et doivent aboutir à la mise en place rapide de portails communs et de procédures efficaces et standardisées.
Le cadre de régulation incitative du tarif ATRD6 des ELD intègre ces enjeux, afin d'inciter les ELD à réaliser les actions nécessaires au développement de la concurrence sur leur territoire.
Dans leurs réponses à la consultation publique, les acteurs ont exprimé leur accord avec les enjeux identifiés par la CRE. En particulier, les répondants ont mis en avant la nécessité de veiller à maintenir un niveau de tarif raisonnable pour les consommateurs et à limiter les investissements pour éviter les coûts échoués, tout en donnant aux GRD les moyens financiers d'assurer qualité de service et sécurité. Plusieurs acteurs ont également mis en avant l'importance du raccordement des sites de production du biométhane et du projet de portail commun pour les fournisseurs.
2. Cadre de régulation tarifaire
Parmi les ELD de gaz naturel concernées par la présente délibération, seules les 9 ELD disposant d'un tarif spécifique ont une taille et une structure suffisantes pour justifier la mise en œuvre d'un cadre de régulation incitative. Ainsi, sauf exception prévue par la présente délibération, les dispositifs de régulation tarifaire décrits dans la présente partie concernent uniquement les ELD disposant d'un tarif spécifique (y compris Caléo).
2.1. Grands principes tarifaires
2.1.1. Détermination du revenu autorisé
Par la présente délibération, la CRE fixe le revenu autorisé prévisionnel de 8 des ELD disposant d'un tarif spécifique sur la période 2022-2025, sur la base du dossier tarifaire transmis par les ELD, de ses propres analyses et d'une étude de consultant externe. Le niveau de Caléo sera fixé plus tard au premier semestre 2022. En application de l'article L. 452-1-1 du code de l'énergie, le revenu autorisé couvre les coûts d'un opérateur dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un opérateur efficace.
Ce revenu autorisé prévisionnel se compose des charges nettes d'exploitation (CNE), des charges de capital normatives (CCN) et de l'apurement du solde du compte de régularisation des charges et des produits (CRCP) :
RA = CNE + CCN + CRCP
Avec :
- RA : revenu autorisé prévisionnel sur la période ;
- CNE : charges nettes d'exploitation prévisionnelles sur la période ;
- CCN : charges de capital normatives prévisionnelles sur la période ;
- CRCP : apurement du solde du CRCP.
Le cadre tarifaire permet de garantir la perception du revenu autorisé.
2.1.1.1. Charges nettes d'exploitation
Les charges nettes d'exploitation (CNE) se définissent comme les charges brutes d'exploitation (qui se composent principalement des consommations externes, des dépenses de personnel, des impôts et taxes) desquelles sont déduits les produits d'exploitation (la production immobilisée et les produits extratarifaires notamment).
Le niveau des charges nettes d'exploitation retenu est déterminé à partir de l'ensemble des coûts nécessaires à l'activité des GRD dans la mesure où, en application de l'article L. 452-1-1 du code de l'énergie, ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace.
2.1.1.2. Charges de capital normatives
Les CCN correspondent à la somme de l'amortissement des actifs constitutifs de la Base d'Actifs Régulés (BAR) et de la rémunération du capital immobilisé. Cette dernière correspond au produit de la valeur de la BAR par le taux de rémunération déterminé sur la base de l'évaluation du coût moyen pondéré du capital (CMPC).
La CRE a décidé de ne pas modifier les principes de calcul de la BAR et de reconduire les modalités actuellement en vigueur, ce qui n'a pas soulevé de contestation lors de la consultation publique.
CCN = Amortissement annuel de la BAR + BAR × CMPC
Les immobilisations en cours (c'est-à-dire les dépenses d'investissement immobilisées mais n'ayant pas encore donné lieu à mise en service d'actifs) ne sont pas rémunérées.
2.1.2. Rémunération des actifs et couverture des investissements
2.1.2.1. Modalités de calcul du taux de rémunération
La méthode retenue pour évaluer le taux de rémunération est fondée sur le coût moyen pondéré du capital (CMPC), à structure financière normative. En effet, le niveau de rémunération de l'opérateur doit, d'une part, lui permettre de financer les charges d'intérêt sur sa dette et, d'autre part, lui apporter une rentabilité des fonds propres comparable à celle qu'il aurait pu obtenir, par ailleurs, pour des investissements comportant des niveaux de risque comparables. Ce coût des fonds propres est estimé sur la base de la méthodologie dite du « Modèle d'évaluation des actifs financiers » (MEDAF).
Les actifs présents dans la BAR au premier jour et au dernier jour d'une année N sont rémunérés sur une base annuelle. Les actifs entrants dans la BAR et les actifs sortant de la BAR au cours d'une année sont rémunérés à un taux semestriel.
2.1.2.2. Modalités de calcul de la base d'actifs régulés
La valorisation du capital exploité par l'opérateur pour réaliser le service de distribution de gaz naturel prend en compte les actifs historiques et les prévisions d'investissement transmises par l'opérateur.
Le traitement des actifs pour la définition de la BAR prévisionnelle est différent selon qu'ils ont été mis en service avant le 1er janvier 2003 ou à partir de cette date.
Valeur initiale de la BAR au 31 décembre 2002 (actifs entrés en service avant le 1er janvier 2003) :
Les actifs mis en service avant le 31 décembre 2002 sont valorisés à travers l'indexation des coûts historiques sur l'inflation, selon la méthode suivante :
- les valeurs brutes historiques des actifs sont retraitées des écarts de réévaluation autorisés en 1976, des subventions reçues au titre de la réalisation de ces investissements, et des participations reçues des bénéficiaires de ces investissements ;
- ces valeurs brutes retraitées sont réévaluées au 31 décembre 2002 par application de l'indice des prix « PIB marchand » ;
- ces valeurs brutes réévaluées sont ensuite amorties linéairement sur la base de la durée de vie économique des différentes catégories d'actifs (voir tableau ci-dessous). Les actifs mis en service en année N sont par convention réputés mis en service au 1er juillet N et sont intégrés à la BAR de l'opérateur en année N+1 ;
- les terrains sont pris en compte sur leur valeur historique réévaluée non amortie.
Actualisation de la valeur de la BAR compte tenu des actifs entrés en service depuis le 1er janvier 2003 :
Les actifs mis en service entre le 1er janvier 2003 et le 31 décembre 2020 sont intégrés dans la BAR à leur valeur brute. Les investissements prévus à partir du 1er janvier 2021 sont pris en compte à leur valeur brute prévisionnelle telle que communiquée par l'opérateur. Pour les ELD qui arrêtent leurs comptes en fonction de l'année gazière, ces dates sont respectivement le 30 septembre 2021 et le 1er octobre 2021.
Pour tous les actifs, les montants financés par les tiers sont traités de la même façon qu'en comptabilité :
- lorsque les participations de tiers sont comptabilisées au passif par l'opérateur, en contrepartie de la valeur des ouvrages enregistrée à l'actif, elles viennent en diminution des valeurs d'actifs intégrées dans la BAR ;
- lorsque les participations de tiers sont comptabilisées par l'opérateur en produits d'exploitation, les actifs sont intégrés dans la BAR à leur valeur totale et le montant des participations de tiers vient en diminution des charges d'exploitation à couvrir par le tarif.
La date conventionnelle d'entrée des actifs dans l'inventaire a été fixée au 1er juillet de chaque année et la date de sortie des actifs au 30 juin (respectivement 1er avril et 31 mars pour les opérateurs en clôture décalée).
Une fois intégrée à la BAR, la valeur des actifs est actualisée selon la méthode suivante :
- les actifs sont réévalués au 1er janvier de chaque année de l'inflation sur la période de juillet à juillet (respectivement sur la période d'avril à avril pour les opérateurs en clôture décalée). Pour cette raison, la CRE retient un CMPC réel n'incluant pas l'inflation. Depuis 2016, l'indice de réévaluation utilisé est l'indice 001763852 des prix à la consommation hors tabac, pour l'ensemble des ménages résidant en France ;
- les actifs sont amortis linéairement sur la base de leur durée de vie économique. Les terrains sont pris en compte à leur valeur historique réévaluée non amortie.
Les durées de vie retenues pour les principales catégories d'actifs sont les suivantes :
Catégorie d'actif
Durée de vie normative
Canalisations et branchements
Entre 30 et 45 ans
Postes de livraison, détente et comptage
40 ans
Compression
20 ans
Autres installations annexes
10 ans
Constructions
30 ans
La seule évolution par rapport au tarif ATRD5 est la réduction de 45 ans à 30 ans de la durée de vie normative des branchements et conduites d'immeubles - conduites montantes à compter de 2022 (cf. § 3.1.3.3)
2.1.2.3. Traitement des actifs sortis de l'inventaire (coûts échoués, cessions d'actifs)
2.1.2.3.1. Traitement des coûts échoués
Dans le tarif ATRD5 des ELD, les actifs mis au rebut avant la fin de leur durée de vie économique sortent de la BAR et ne donnent lieu ni à amortissement, ni à rémunération.
La CRE a proposé, dans sa consultation publique du 14 février 2019, l'extension à l'ensemble des tarifs d'infrastructures régulées des principes de couverture des coûts échoués en vigueur dans le tarif ATRT. Les coûts échoués récurrents ou prévisibles sont couverts par une enveloppe annuelle dans la trajectoire tarifaire et il est prévu un examen au cas par cas des autres coûts échoués. La CRE a réitéré cette proposition dans sa consultation publique du 7 octobre 2021 concernant la période ATRD6 des ELD.
La majorité des fournisseurs s'est prononcée en faveur des principes de couverture des coûts échoués envisagés. Plusieurs gestionnaires d'infrastructures (dont les ELD qui ont réaffirmé cette position dans leurs dossiers de demande tarifaire et dans la réponse à la consultation publique) et leurs actionnaires sont toutefois défavorables à la mise en place d'une trajectoire pour les sorties d'actifs avant la fin de leur durée de vie comptable. Ils demandent la couverture complète via le CRCP, en raison du caractère non maîtrisable de certains de ces coûts dès lors qu'ils correspondent le plus souvent à des modifications d'ouvrages à la demande de tiers, ou à la destruction d'ouvrages, en particulier à la suite d'aléas climatiques.
La CRE a toutefois estimé que ces charges sont pour partie prévisibles (volume moyen d'ouvrages détruits à la suite d'aléas dont la durée de retour est faible et volume moyen de demandes de tiers de modifications d'ouvrages) et pour partie maîtrisables. De plus, les choix d'investissements et de maintenance des ELD de gaz peuvent leur permettre de limiter le volume d'immobilisations démolies.
En cohérence avec le dispositif retenu par la CRE dans les tarifs ATRT7, ATRD6 de GRDF, TURPE 6 HTA-BT et TURPE 6 HTB, la CRE décide, pour la période du tarif ATRD6 des ELD de traiter les coûts échoués de la manière suivante :
- les coûts échoués récurrents ou prévisibles feront l'objet d'une trajectoire tarifaire sur la base d'une enveloppe annuelle ;
- la couverture des autres coûts échoués sera examinée par la CRE au cas par cas, sur la base de dossiers argumentés présentés par les ELD de gaz.
Les coûts à couvrir, le cas échéant, par le tarif seront pris en compte à hauteur de leur valeur comptable, déduction faite des éventuels produits de cession.
2.1.2.3.2. Traitement des actifs cédés
Lorsqu'un actif est cédé par un gestionnaire de réseau, il quitte son patrimoine, sort de la BAR et cesse, de fait, de générer des charges de capital (amortissement et rémunération). Cette cession peut générer une plus-value pour l'opérateur (différence entre le prix de cession et la valeur nette comptable).
En particulier, les actifs immobiliers, qui sont intégrés à la BAR, amortis et rémunérés pendant toute la durée de leur présence dans le patrimoine des opérateurs, peuvent générer une plus-value importante le jour de leur revente.
Dans sa consultation publique du 7 octobre 2021, la CRE a interrogé les parties prenantes sur le traitement à appliquer aux actifs cédés. La majorité des acteurs est favorable à la proposition de la CRE de prendre en compte une partie des plus-values réalisées par l'opérateur dans le tarif, considérant que les utilisateurs de réseau ont participé au financement des actifs cédés. Néanmoins, les ELD demandent que cette mesure ne s'applique qu'aux actifs mis en service à compter de l'entrée en vigueur du tarif ATRD6 des ELD. La CRE considère qu'il n'y a pas lieu d'accéder à la demande des ELD et de les traiter différemment des autres opérateurs.
Ainsi, en cohérence avec le dispositif retenu par la CRE dans les tarifs ATRT7, ATRD6 de GRDF, TURPE 6 HTA-BT et TURPE 6 HTB, la CRE retient, pour la période du tarif ATRD6 des ELD, le traitement des cessions d'actifs immobiliers ou de terrains suivant :
- si la cession donne lieu à une plus-value comptable, le produit de cession net de la valeur nette comptable de l'actif cédé est intégré à 80% au CRCP de façon à faire bénéficier les utilisateurs de réseau de la majeure partie des gains tirés de la revente de ces actifs, tout en préservant une incitation pour les ELD de gaz à maximiser ce gain. Les ELD de gaz conservent ainsi 20% de la plus-value comptable ;
- une cession donnant lieu à une moins-value comptable fera l'objet d'un examen de la CRE, sur la base d'un dossier argumenté présenté par l'ELD de gaz concernée.
2.1.3. Principe du CRCP
Le niveau du tarif ATRD est fixé par la CRE à partir d'hypothèses sur le niveau prévisionnel des charges et des recettes. Un mécanisme de régularisation a posteriori, le compte de régularisation des charges et produits (CRCP), a été introduit afin de prendre en compte tout ou partie des écarts entre les charges et les produits réellement constatés, et les charges et les produits prévisionnels sur des postes prédéfinis (cf. § 2.3.3). Le CRCP protège en conséquence les opérateurs de la variation de certains postes de coûts ou de recettes. Le CRCP est également utilisé pour prendre en compte les incitations financières (bonus ou malus) résultant de l'application des mécanismes de régulation incitative.
Le solde du CRCP est calculé au dernier jour de chaque année. Il est apuré du 1er juillet de l'année N au 30 juin de l'année N+1 dans la limite d'une évolution tarifaire annuelle associée à cet apurement de +/- 2 %. En cas d'atteinte de ce seuil, le solde du CRCP non apuré au cours de l'année considérée est reporté à l'année suivante.
Afin d'assurer la neutralité financière de ce dispositif, un taux d'intérêt égal au taux sans risque pris en compte dans le calcul du CMPC s'applique au solde du CRCP (soit 1,7 %).
En outre, le solde du CRCP prévisionnel en fin de période tarifaire est pris en compte lors de l'établissement du revenu autorisé de la période suivante et est apuré sur 4 ans.
2.2. Calendrier tarifaire
2.2.1. Une période tarifaire d'environ quatre ans
Les tarifs définis dans cette délibération s'appliqueront pour une durée d'environ 4 ans, à compter du 1er juillet 2022. Ils visent à couvrir les charges des exercices comptables 2022 à 2025. Ils évolueront annuellement, au 1er juillet de chaque année, selon les modalités décrites au paragraphe 2.2.2 de la présente délibération.
Dans leurs réponses à la consultation du 14 février 2019 relative au cadre de régulation tarifaire, les parties prenantes se sont déclarées favorables au maintien de cette durée de 4 ans, considérant, comme la CRE, qu'elle offre au marché de la visibilité sur l'évolution des tarifs d'infrastructures et qu'elle donne aux opérateurs le temps nécessaire pour engager des efforts de performance.
Par ailleurs, l'ATRD6 prévoit une clause de rendez-vous, activable par chacune des ELD. Ainsi, les conséquences éventuelles de nouvelles dispositions législatives ou réglementaires ou d'une décision juridictionnelle ou quasi-juridictionnelle pourront donner lieu à un réexamen de la trajectoire tarifaire pour les deux dernières années de la période tarifaire (2024 et 2025) si le niveau des charges nettes d'exploitation retenues pour l'élaboration de l'ATRD6 se trouve modifié d'au moins 1 %.
2.2.2. Principes de l'évolution annuelle du tarif et homothétie tarifaire
Depuis le 1er juillet 2018, date d'entrée en vigueur du tarif ATRD5 des ELD de gaz naturel, la CRE a fait évoluer la structure des grilles tarifaires de ces dernières afin de les rendre homothétiques à celle de GRDF en vue de faciliter l'accès des fournisseurs au marché sur les zones de desserte des ELD.
Ainsi, la grille tarifaire d'une ELD est obtenue en appliquant un coefficient proportionnel unique (appelé coefficient NIV) à la grille tarifaire de GRDF, à l'exception du terme Rf, et du terme tarifaire d'injection qui restent inchangés par rapport à la grille de GRDF. Cette homothétie permet de faciliter le développement d'offres de marché pour les consommateurs raccordés aux réseaux exploités par les ELD.
Dans sa consultation publique du 7 octobre 2021, la CRE a proposé de conserver cette homothétie ainsi que la formule d'évolution annuelle actuellement en vigueur, basée notamment sur une prise en compte du solde du CRCP plafonnée à +/- 2 %.
Les acteurs ayant répondu à la consultation publique sont favorables à l'homothétie tarifaire. S'agissant de la formule d'évolution annuelle, les ELD demandent d'élargir le plafond du coefficient d'apurement du CRCP à +/- 3 %, considérant que cet élargissement permettra de réduire les soldes de CRCP en fin de période tarifaire. La CRE constate que cet élargissement n'est pas toujours favorable à un meilleur apurement du solde de CRCP sur la période tarifaire et décide par conséquent de conserver le plafond du coefficient d'apurement du CRCP à +/- 2 %.
Par conséquent, le coefficient de niveau NIV de chaque ELD disposant d'un tarif spécifique évoluera chaque année mécaniquement de l'inverse de l'évolution du tarif péréqué de GRDF au 1er juillet N, et d'une évolution spécifique à chaque ELD, selon la formule suivante :
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Avec :
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     est le coefficient de niveau de l'ELD au tarif spécifique au 1er juillet de l'année N, arrondi à 0,0001 près ;
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     est le coefficient de niveau de l'ELD au tarif spécifique au 30 juin de l'année N, arrondi à 0,0001 près ;
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     est l'évolution en niveau du tarif péréqué de GRDF au 1er juillet de l'année N ;
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     est l'évolution en niveau du tarif péréqué de l'ELD au tarif spécifique au 1er juillet de l'année N, exprimée en pourcentage et arrondie à 0,01 % près, calculée de la manière suivante :
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Où :
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     est, pour un ajustement de la grille tarifaire au 1er juillet de l'année N, le taux d'inflation prévisionnel pour l'année N pris en compte dans le projet de loi de finances de l'année N ;
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     est le facteur d'évolution annuel sur la grille tarifaire fixée par la CRE dans la présente délibération (cf. § 3.3).
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     est le facteur d'évolution de la grille tarifaire résultant de l'apurement du solde du CRCP ; il est compris entre + 2 % et - 2 %.
Pour les ELD disposant du tarif commun, le coefficient NIV appliqué à la grille tarifaire de GRDF correspond à la moyenne du coefficient NIV de chaque ELD disposant d'un tarif spécifique.
Par ailleurs, pour l'ensemble des ELD, le terme Rf est identique à celui en vigueur pour GRDF, qui évolue suivant les modalités définies par la délibération de la CRE n° 2017-238 du 26 octobre 2017 (11) associées à une évolution à l'inflation.
En outre, la CRE se réserve la possibilité d'adapter en fonction des résultats, lors des évolutions annuelles du tarif ATRD6 des ELD, la régulation incitative de la qualité de service des ELD (cf. § 2.5).
2.2.3. Calcul du solde du CRCP au 1er jour de l'année N
Le solde global du CRCP est calculé après la clôture définitive des comptes annuels de chaque ELD. Il est égal au montant à verser ou à déduire du CRCP au titre de l'année écoulée (année N-1) auquel s'ajoute le solde du CRCP non apuré au titre des années antérieures.
Le montant à verser ou à déduire au CRCP est calculé par la CRE, au dernier jour comptable de chaque année, en fonction de l'écart entre le réalisé, pour chaque poste concerné, et les montants de référence définis en annexe 2. Tout ou partie de l'écart est versé au CRCP, la quote-part étant déterminée en fonction du taux de couverture prévu par la présente délibération.
Les postes de charges et de recettes couverts pour tout ou partie au CRCP pour la période ATRD6 sont fixés au paragraphe 2.3.3 de la présente délibération. Les données comptables présentées par chaque ELD seront utilisées comme base des charges et produits réalisés pris en compte à travers le CRCP, quand cela est possible. Le cas échéant, la prise en compte des différents postes à travers le CRCP sera assortie de contrôles sur le caractère efficace et prudent des charges engagées. Les conséquences des audits conduits par la CRE seront prises en compte à travers le CRCP. Les éventuelles primes ou pénalités liées aux mécanismes de régulation incitative sont également prises en compte via le CRCP.
Le solde prévisionnel du CRCP au 1er janvier 2022 (ou 1er octobre 2021 pour les ELD clôturant leurs comptes le 30 septembre) est pris en compte pour l'élaboration des revenus prévisionnels de l'ATRD6 et sera apuré sur les 4 ans du tarif. La différence entre le solde définitif du CRCP (qui sera fixé après la clôture des comptes 2021 de chaque ELD) et le solde prévisionnel pris en compte dans la présente délibération sera apurée au travers de l'évolution tarifaire au 1er juillet 2023. Les montants de référence et les taux de couverture permettant de calculer ce solde définitif sont définis dans la délibération du 21 décembre 2017 portant décision sur l'ATRD5 des ELD.
2.2.4. Calcul du coefficient k en vue de l'apurement du solde du CRCP
L'évolution du niveau tarifaire annuel, au 1er juillet de l'année N, prend en compte un coefficient k qui vise à apurer, au 30 juin de l'année N+1, le solde du CRCP constaté au 1er jour comptable de l'année N. Le coefficient k est plafonné à +/- 2 %.
Le coefficient k est déterminé chaque année de manière à ce que l'évolution tarifaire effectivement mise en œuvre permette de couvrir, dans la limite de son plafonnement, la somme des coûts à couvrir suivants :
- le revenu autorisé prévisionnel pour l'année N défini par la présente délibération, mis à jour de l'inflation et de l'évolution tarifaire de l'ATRD6 spécifique à l'ELD entre le 1er juillet 2022 et le 1er juillet de l'année N ;
- l'apurement prévisionnel du solde du CRCP, sur l'année N.
Les recettes prévisionnelles résultant de l'application des grilles tarifaires effectivement mises en œuvre sur cette période sont fondées sur des prévisions de nombre de consommateurs, de puissances souscrites et de volumes d'énergie acheminés détaillées dans l'annexe 2 de la présente délibération.
2.3. Régulation incitative à la maîtrise des coûts
2.3.1. Régulation incitative des charges d'exploitation
Le tarif ATRD5 des ELD prévoit que les charges nettes d'exploitation, à l'exception de certains postes prédéfinis, font l'objet d'une incitation à 100 % : la CRE fixe une trajectoire pour la période tarifaire, et tout écart par rapport à cette trajectoire reste à la charge ou au bénéfice de l'ELD concernée.
Au vu du bilan positif de cette régulation incitative sur les dix dernières années et de l'appréciation globale formulée dans le cadre des consultations publiques du 14 février 2019 et du 7 octobre 2021, la CRE reconduit ce principe pour l'ATRD6 des ELD.
Ainsi, à l'exception des postes de charges et recettes couverts en tout ou partie au CRCP, présentés au paragraphe 2.3.3 de la présente délibération, tout écart par rapport à la trajectoire fixée pour la période de l'ATRD6 restera à la charge ou au bénéfice des ELD.
2.3.2. Régulation incitative des investissements
2.3.2.1. Coûts unitaires des investissements dans les réseaux
Afin d'assurer l'optimisation des coûts des investissements dans les réseaux, le tarif ATRD5 de GRDF a introduit un mécanisme de régulation incitative des coûts unitaires des investissements dans les réseaux. Les actifs concernés par le mécanisme de régulation incitative sur les charges de capital « hors réseaux » en sont exclus. Ce mécanisme a été prolongé pour la période ATRD6 pour GRDF. Afin d'appliquer ce mécanisme de coûts unitaires, les ouvrages de réseaux sont regroupés en catégories d'ouvrages ayant un coût unitaire relativement homogène et stable.
Le tarif ATRD4 des ELD avait quant à lui introduit un autre mécanisme d'incitation (pour Régaz-Bordeaux et R-GDS) et de suivi (pour les autres ELD) des coûts de leurs programmes d'investissements. Le tarif ATRD5 des ELD a adapté ce mécanisme pour les ELD desservant plus de 100 000 consommateurs (Régaz-Bordeaux et R-GDS) afin de suivre leurs coûts unitaires, selon les mêmes catégories d'ouvrages que GRDF. Le tarif ATRD5 des ELD a supprimé le suivi des d'investissements pour les 7 autres ELD disposant d'un tarif spécifique.
Le suivi des données de Régaz-Bordeaux et R-GDS, sur la période ATRD5, met en évidence, dans l'ensemble, un nombre limité d'affaires et des montants d'investissements moyens trop variables d'une année à l'autre pour pouvoir définir un niveau de référence des dépenses d'investissements dans les réseaux des opérateurs. Compte tenu de ces analyses, la CRE a indiqué en consultation publique estimer ne pas disposer d'un historique suffisant pour introduire une incitation sur les coûts unitaires d'investissements dans les réseaux de Régaz-Bordeaux et R-GDS, mais a néanmoins proposé de maintenir le suivi des coûts unitaires d'investissements pour ces deux opérateurs.
La majorité des répondants à la consultation publique s'est déclarée favorable à cette proposition. La CRE maintient donc pour la période ATDR6 le suivi pour Régaz-Bordeaux et R-GDS des coûts unitaires d'investissements, pour les mêmes catégories d'investissement que la période ATRD5 (cf. annexe 5).
2.3.2.2. Incitation à la maîtrise des coûts pour les investissements « hors réseaux »
Dans le tarif ATRD5 des ELD, la CRE avait introduit un mécanisme de régulation incitative sur les investissements « hors-réseaux », comprenant notamment les actifs immobiliers et de véhicules. Ce mécanisme avait pour objectif d'inciter les ELD gazières à maîtriser leurs charges de capital au même titre que leurs charges d'exploitation, sur le modèle du mécanisme mis en place pour GRDF dès la période ATRD5.
Dans la consultation publique, la CRE a proposé la suppression de ce mécanisme, considérant qu'il n'était pas adapté à la taille et aux enjeux financiers des ELD. La majorité des répondants se sont déclarés favorables à cette proposition.
Dès lors, compte tenu des faibles montants d'investissements hors-réseaux chez les ELD, la CRE supprime le mécanisme de régulation incitative sur les investissements « hors-réseaux » à compter de l'entrée en vigueur de l'ATRD6 des ELD.
2.3.2.3. Incitation spécifique à la maîtrise des investissements de GreenAlp
Dans un contexte marqué par une forte baisse des consommations de gaz dans le périmètre de desserte de cette ELD, GreenAlp prévoit toutefois une forte augmentation de ses investissements. La CRE a proposé en consultation publique d'introduire un mécanisme visant à inciter GreenAlp à maitriser et à prioriser ses dépenses d'investissements, afin de limiter les hausses tarifaires à venir et réduire le risque de coûts échoués. Ce mécanisme consiste à définir une enveloppe pluriannuelle, qui constitue un plafond qui s'il est dépassé générera le versement d'un malus :
- si la somme des dépenses d'investissements, nettes des subventions publiques ou privées, sur la période tarifaire est inférieure à cette enveloppe, aucun malus ni bonus ne sera appliqué à GreenAlp ;
- en revanche, si la somme des dépenses d'investissements sur la période tarifaire dépasse l'enveloppe, alors un malus, à hauteur de 20 % du dépassement, sera appliqué à GreenAlp via le CRCP. Néanmoins, les investissements intègreront la BAR à leur valeur réelle.
Lors de la consultation publique, les fournisseurs étaient globalement favorables à cette proposition et les opérateurs d'infrastructures défavorables à l'instauration de ce plafond.
La CRE décide néanmoins d'introduire un plafond d'investissements pour la période ATRD6, pour l'ensemble des investissements de GreenAlp, nets des subventions publiques ou privées, hormis ceux déjà incités via le dispositif de régulation incitative des investissements dans le cadre du projet de comptage évolué. Le montant du plafond retenu est présenté au paragraphe 3.1.3.2.
2.3.3. Couverture au CRCP de certains postes
Les tarifs de réseau sont calculés à partir d'hypothèses sur les charges et les recettes qui permettent de définir des trajectoires d'évolution pour les différents postes.
Comme indiqué au paragraphe 2.1.3 de la présente délibération, un mécanisme de régularisation a posteriori, le CRCP, permet de prendre en compte les écarts entre les charges et les produits réellement constatés, et les charges et les produits prévisionnels sur certains postes préalablement identifiés.
Dans la consultation publique du 14 février 2019, la CRE a rappelé les principes concernant l'incitation des différents postes de charges et de produits dans les tarifs d'infrastructures. Ainsi, l'intégration d'un poste au CRCP est notamment appréhendée à l'aune des deux axes suivants :
- la prévisibilité : un poste prévisible est un poste pour lequel il est possible, pour l'opérateur et pour la CRE, de prévoir, avec une confiance raisonnable, le niveau des coûts supportés et des recettes perçues par l'opérateur sur une période tarifaire ;
- la maîtrise : un poste maîtrisable est un poste pour lequel l'opérateur est en mesure de contrôler le niveau de dépenses/recettes au cours d'une année, ou bien dispose d'un pouvoir de négociation ou d'influence quant à son niveau, si celui-ci découle d'une tierce partie.
Ces principes ont été largement partagés par les contributeurs à la consultation publique.
Par ailleurs, le traitement tarifaire ne peut se résumer à une alternative unique s'agissant de la couverture du poste, entre 100 % et 0 % au CRCP. Ainsi, pour certains postes faiblement maîtrisables et/ou prévisibles, il est pertinent d'inciter partiellement les opérateurs.
Sur ce fondement, la CRE a proposé le périmètre du CRCP à retenir pour l'ATRD6 des ELD dans la consultation publique du 7 octobre 2021.
Une majorité de répondants à la consultation publique est favorable au périmètre du CRCP proposé par la CRE. Une partie des acteurs demande cependant des précisions concernant l'inclusion au périmètre du CRCP des charges relatives aux actions de développement de la concurrence sur le territoire des ELD.
Afin de favoriser le développement de la concurrence sur leur territoire, la CRE a demandé aux ELD de mener certaines évolutions SI (harmonisation de flux et création d'un portail commun notamment). Des discussions sont encore en cours entre les ELD et la CRE pour préciser les contours des évolutions ainsi que le calendrier prévisionnel. A l'issue de ces discussions qui doivent s'achever début 2022, les ELD pourront transmettre des estimations de coûts fiabilisées (12). La CRE analysera ces prévisions et fixera les trajectoires jugées efficaces pour la période 2022-2025.
Par ailleurs, un acteur s'interroge sur l'intégration au périmètre du CRCP des recettes liées aux souscriptions de capacité journalière et du terme proportionnel à la distance au réseau de transport. La CRE considère, d'une part, que les ELD ont peu de moyens pour influer sur le niveau des capacités souscrites, ou la distance des consommateurs au réseau de transport et que, d'autre part, les efforts de maîtrise de la consommation de gaz de certains acteurs pourraient les conduire à diminuer leur souscription de capacité, et qu'il est ainsi pertinent d'inclure les termes tarifaires correspondants au CRCP.
Les postes inclus au périmètre du CRCP pour l'ATRD6 des ELD, de façon inchangée par rapport à l'ATRD5, sont les suivants :
- pour les postes de charges et assimilés :
- les charges de capital « réseaux », prises en compte à 100 % ;
- les charges relatives à la contrepartie versées par les ELD aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique, selon les modalités prévues par la délibération de la CRE n°2017-238 du 26 octobre 2017 (13), prises en compte à 100 % ;
- les charges générées par les impayés à compter de l'année 2018 d'une part, et sur la période antérieure à l'année 2018 hors tarif réglementé de vente (TRV) d'autre part, prises en compte à 100 % ;
- les charges relatives aux projets de comptage évolué pour les ELD concernées, sous réserve de leur approbation par les ministres des projets de comptage des ELD (cf. § 3.1.4) ;
- les charges relatives aux pertes et différences diverses prises en compte à 100 % pour leur montant réalisé. Contrairement à GRDF, les ELD ne seront pas incitées sur leurs pertes, cependant, la CRE introduit un indicateur de suivi sur ce poste (cf. § 2.5.2.1) ;
- pour les postes de recettes et assimilés :
- les revenus perçus par les ELD sur les termes tarifaires proportionnels aux quantités de gaz acheminées sur le réseau de distribution, pris en compte à 100 % pour leur montant réalisé ;
- les pénalités perçues par les ELD pour les dépassements de capacités souscrites pour les consommateurs bénéficiant des options T4 et TP, reversées à 100 %, de façon à assurer la neutralité financière pour les ELD du système de pénalités ;
- les revenus perçus par les ELD sur les participations de tiers et les recettes générées par les autres prestations récurrentes facturées aux fournisseurs pour les clients concernés (par exemple, les locations de compteur) dites « recettes extratarifaires non incitées », pris en compte à 100 %. En effet, les revenus correspondants sont d'un montant significatif, les volumes de réalisation sont difficilement prévisibles et une part importante des coûts correspondants est générée par des dépenses d'investissement couvertes à travers le CRCP ;
- les revenus perçus par les ELD sur les autres prestations annexes en cas d'évolution des tarifs de ces prestations en cours de période tarifaire, pour neutraliser l'effet du changement de tarif sur le revenu des ELD, lorsque cette évolution est différente de celle issue des formules d'indexation annuelle des tarifs des prestations ;
- les incitations financières générées par les mécanismes de régulation incitative :
- de la qualité de service, pour tous les indicateurs concernés, afin de permettre le reversement aux utilisateurs du réseau des pénalités en cas de non-atteinte du niveau de qualité de service fixé, ou le versement aux ELD des bonus en cas de dépassement des objectifs (cf. § 2.5.2) ;
- les incitations financières générées par le mécanisme de régulation incitative pour le développement d'un portail fournisseur pour les ELD concernées (cf. § 2.5.2) ;
- les incitations financières générées par les projets de comptage évolué pour les ELD concernées (cf. § 2.7) ;
- la CRE ne modifie pas la prise en compte des charges d'exploitation de R&D des opérateurs concernés. Ces charges font l'objet d'un traitement particulier (cf. § 2.6.1) : une trajectoire dédiée est déterminée pour la période tarifaire et en fin de période tarifaire, un bilan des montants effectivement dépensés par l'opérateur est effectué en prenant en compte l'inflation réelle. Si l'opérateur a dépensé moins que la trajectoire prévisionnelle, l'écart est restitué aux utilisateurs. Si l'opérateur a dépensé davantage que la trajectoire prévisionnelle, l'écart reste à la charge de l'opérateur.
La CRE étend le mécanisme du CRCP aux postes suivants :
- les charges de capital « hors réseaux », qui faisaient l'objet d'une régulation spécifique que la CRE propose de supprimer pour les ELD de gaz (cf. § 2.3.2.2), ces charges seront donc couvertes à 100 % au CRCP ;
- les plus-values réalisées dans le cadre de la cession d'actifs immobiliers ou de terrains, prises en compte à 80 % au CRCP ;
- les coûts échoués ou les moins-values de cession traités au cas par cas dont la CRE approuverait la couverture, couverts à 100 % au CRCP ;
- les revenus perçus par les ELD sur les termes tarifaires liés aux souscriptions de capacité journalière et sur le terme proportionnel à la distance au réseau de transport, pris en compte à 100 % au CRCP ;
- les revenus perçus par les ELD au titre du terme tarifaire d'injection de biométhane, pris en compte à 100 % ;
- le reversement effectué par les ELD aux gestionnaires de réseaux de transport (GRT) au titre de la part du terme d'injection biométhane collecté auprès des producteurs raccordés au réseau de distribution destinée à couvrir les OPEX associés aux rebours des GRT, pris en compte à 100 % au CRCP.
- les charges incitées relatives aux actions de développement de la concurrence sur le territoire des ELD (14) (cf. § 2.4) ;
- les éventuelles pénalités générées par le mécanisme de régulation incitative sur l'innovation à l'externe (cf. § 2.6.3) ;
- pour GreenAlp, les incitations financières à la maîtrise des coûts d'investissements (cf. § 2.3.2.3).
2.4. Régulation incitative au développement de la concurrence
En juin 2021, la CRE a demandé aux ELD de gaz de faire converger leurs flux et webservices sur un modèle commun à ceux de GRDF et de développer un projet de portail commun, dont le calendrier de développement devra être présenté à la CRE avant la fin de l'année 2021, et ce afin de favoriser l'ouverture à la concurrence sur le territoire des ELD, encore largement insuffisante, notamment sur le segment résidentiel.
La CRE a proposé dans sa consultation publique du 7 octobre 2021 de mettre en place une régulation incitative permettant de suivre la mise en œuvre de ces actions en faveur du développement de la concurrence :
- en incitant, d'une part, les ELD à respecter les délais décidés en GT, pour la mise en place d'un portail fournisseur commun et l'harmonisation des flux et des webservices ;
- en exigeant un haut niveau de qualité de service en matière de changement de fournisseur.
Incitation à respecter les délais pour le portail commun et les flux et webservices
Les fournisseurs qui se prononcent y sont tous favorables. Les gestionnaires de réseaux actent la proposition de la CRE mais soulignent la nécessité d'avoir un consensus autour des actions faisant l'objet d'une régulation sur les délais, ainsi qu'une exonération de pénalités dans le cas où le non-respect des délais ne relève pas de la responsabilité des ELD. Ils regrettent par ailleurs l'asymétrie du dispositif qui ne prévoit pas de bonus possible. Enfin, un acteur souligne la potentielle « double peine » qui consiste à inciter l'harmonisation des flux et la mise en place du portail commun.
La CRE considère que la régulation envisagée ne constitue pas une double peine. En effet, les actions retenues par la CRE pour favoriser le développement de la concurrence sur le territoire des ELD, reposent bien sur deux types d'actions, non nécessairement liées entre elles : (i) l'harmonisation entre elles et avec GRDF de flux et de webservices, harmonisation qui pourra être engagée dès 2022 et (ii) développement d'un portail commun.
Dès lors, au vu des retours des autres acteurs, la CRE introduit une incitation sur le portail commun et les flux/webservices, en les intégrant au dispositif de régulation sur le respect des délais introduit par la présente délibération (cf. § 2.6.3).
Introduction d'une incitation sur le taux de changement de fournisseur réalisé dans les délais
Cet indicateur était uniquement suivi jusqu'à présent. Les gestionnaires de réseaux sont défavorables à son incitation ou s'interrogent sur l'objectif de 100 %.
La CRE maintient l'introduction d'une incitation qui parait cohérente avec la volonté de développer la concurrence sur ces territoires mais abaisse l'objectif du taux de changement de fournisseur réalisé dans les délais de 100 % à 98 %, pour le mettre en cohérence avec le taux de réalisation dans les délais des télé-opérations (dont une bonne partie correspond à des changements de fournisseur) fixé pour Enedis.
2.5. Régulation incitative de la qualité de service
La régulation incitative de la qualité de service des ELD a pour objectif d'améliorer la qualité du service rendu aux utilisateurs des réseaux de distribution dans les domaines jugés particulièrement importants pour le bon fonctionnement du marché du gaz. Elle constitue un pilier du cadre de régulation tarifaire, qui permet de s'assurer que l'efficience économique ne se fait pas au détriment des services rendus par les réseaux.
Dans sa consultation publique du 7 octobre 2021, la CRE a présenté un bilan du dispositif de régulation incitative de la qualité de service des ELD sur la période ATRD5. La CRE y relevait que la qualité de service des opérateurs s'était améliorée dans les domaines d'importance particulière pour les utilisateurs des réseaux, malgré quelques disparités entre ELD. Dans leurs réponses, les acteurs de marché ont globalement partagé ce bilan positif et approuvé la démarche de la CRE concernant la poursuite d'objectifs ambitieux en matière de qualité de service tout en préconisant la suppression de certains indicateurs afin de simplifier le dispositif de la régulation incitative de la qualité de service.
2.5.1. Rappel et bilan du dispositif de régulation incitative dans le tarif ATRD5 des ELD
Pour la période ATRD5, la CRE suit jusqu'à 16 indicateurs pour les ELD disposant d'un tarif spécifique, parmi lesquels entre 5 et 7 sont incités financièrement selon les ELD. Les incitations financières reposent sur l'établissement d'un objectif de référence. La performance des ELD, en fonction du respect ou non de cet objectif, génère des bonus ou pénalités. Ces derniers sont par ailleurs plafonnés. Les résultats de ces indicateurs sont publiés par les ELD sur leurs sites internet en version publique. En complément, depuis 2016, chaque ELD élabore et publie sur son site internet un rapport annuel qui apporte un éclairage qualitatif sur les résultats des indicateurs de qualité de service. La liste détaillée des indicateurs pour chaque ELD sur la période ATRD5 est présentée en annexe.
Depuis 2010, l'amélioration de la performance des ELD leur a permis de bénéficier de bonus financiers variables au cours des années, selon les performances sur les indicateurs incités au regard des niveaux d'exigence demandés par la CRE. Plus précisément, sur la période ATRD5 des ELD, le montant global des incitations financières obtenues par les ELD est positif et croissant (hors 2020).
Entre 2018 et 2020, la performance des ELD sur les indicateurs incités financièrement s'est ainsi maintenue à un haut niveau de qualité de service, atteignant globalement les objectifs fixés par la CRE. La CRE relève sur la période ATRD5 des ELD :
- des bons résultats des ELD pour les indicateurs liés à la relation fournisseur et consommateur avec 6 ELD présentant un taux de réponse aux réclamations dans les délais égal à 100% ;
- des résultats satisfaisants des 5 ELD incitées pour assurer la disponibilité du portail avec des taux fluctuants autour de l'objectif de référence fixé à 99,5% ;
- une progression des résultats concernant le respect des délais de réalisation des prestations demandées pour 3 ELD (mises en service et mises hors service pour Régaz, R-GDS et GreenAlp) avec des objectifs globalement atteints sur la période ;
- une marge de progression concernant le taux de relevés semestriels (6M) sur index réels face aux évolutions très fluctuantes de certaines ELD pour cet indicateur (Régaz-Bordeaux, GreenAlp, Gedia et Veolia Eau) ;
- une dégradation conjointe des résultats en 2020 sur tous les indicateurs, en raison des effets de la crise sanitaire.
La régulation incitative de la qualité de service de l'ensemble des ELD a ainsi généré un bonus global d'environ 119 k€ sur la période 2018-2020, hors second trimestre 2020 pour l'indicateur de relève en application de la délibération n°2021-105 du 25 mars 2021 (15). Cette bonne performance globale masque certaines disparités entre les performances des ELD.
2.5.2. Adaptation du dispositif pour la période tarifaire ATRD6 des ELD
Globalement, sur les dernières périodes tarifaires, le suivi et l'incitation d'indicateurs de qualité de service ont permis d'améliorer les performances des ELD dans les domaines ciblés. Pour rester efficaces, les indicateurs et les incitations associées doivent néanmoins évoluer de manière régulière, en fonction des résultats obtenus et des enjeux nouveaux qui apparaissent.
A ce titre, la CRE a proposé dans la consultation publique du 7 octobre 2021 de reconduire la régulation incitative de la qualité de service en l'adaptant notamment aux enjeux relatifs aux problématiques de transition énergétique et de développement de la concurrence sur le territoire des ELD.
2.5.2.1. Evolution du périmètre
Introduction de nouveaux indicateurs
Outre l'introduction d'indicateurs relatifs à l'ouverture à la concurrence sur le territoire des ELD (cf. § 2.4), la CRE a proposé, dans sa consultation publique, l'introduction du suivi de cinq nouveaux indicateurs en plus de ceux déjà existants, en cohérence avec les évolutions du tarif ATRD6 de GRDF :
- le délai de réponse aux études détaillées pour les porteurs de projet biométhane ;
- le nombre de réclamations à la suite du raccordement des installations de biométhane ;
- les quantités de méthane émises dans l'atmosphère rapportées à l'énergie acheminée ;
- les émissions de gaz à effet de serre dans l'atmosphère rapportées à l'énergie acheminée ;
- les volumes de pertes rapportés aux quantités distribuées pour les ELD de gaz qui ont la responsabilité de leurs pertes.
Bien que certains acteurs aient exprimé une redondance entre l'indicateur relatif aux quantités de méthane et celui relatif aux émissions de gaz à effet de serre et demandé une mise en œuvre à compter de 2024 dans le cas où ces deux indicateurs seraient introduits simultanément, afin de laisser un temps de familiarisation aux ELD à ces indicateurs, la CRE considère les enjeux environnementaux comme étant trop importants pour ne pas introduire ces deux indicateurs dès 2022 et maintient ainsi la proposition exprimée dans la consultation publique. Le choix d'un suivi de ces indicateurs plutôt que d'une régulation incitative doit également permettre aux ELD de se familiariser avec ces derniers.
Un acteur s'interroge sur la pertinence du suivi du volume de pertes rapporté aux quantités distribuées pour les ELD de gaz qui ont la responsabilité de leurs pertes, en raison du fait que les montants des pertes et différences diverses (PDD, recouvrant notamment les pertes techniques et non-techniques sur le réseau de distribution) sont déjà inclus dans le périmètre du CRCP. Dans la mesure où la CRE souhaite avoir un suivi spécifique sur le volume de cet indicateur, la CRE maintient sa position exprimée durant la consultation publique.
Concernant l'introduction des indicateurs « Délai de réponse aux études détaillées pour les porteurs de projet biométhane » et « Nombre de réclamations consécutives au raccordement d'une installation de biométhane », un acteur a demandé que leur fréquence de calcul soit trimestrielle ou semestrielle et que leur fréquence de publication et de remontée à la CRE soit annuelle. Au vu de la faible volumétrie de ces indicateurs sur le territoire des ELD, la CRE retient une fréquence de calcul trimestrielle et une fréquence de publication et de remontée à la CRE annuelle.
Suppression d'indicateurs
Afin de ne pas trop alourdir le dispositif, dans sa consultation publique, la CRE a interrogé les acteurs sur la suppression de l'incitation relative au taux de disponibilité du portail fournisseur pour les ELD incitées à développer un portail fournisseur durant la période ATRD5.
La majorité des répondants y est favorable et propose d'ailleurs la suppression d'autres indicateurs afin que le nombre total d'indicateurs reste constant par rapport à la période ATRD5, en supprimant par exemple des indicateurs dont la volumétrie est faible.
La CRE retient pour la période ATRD6 des ELD :
- au vu des recommandations et demandes de la CRE relatives à la modernisation et l'harmonisation des systèmes d'information des ELD contenues dans sa délibération du 10 juin 2021 et qui doivent, notamment, aboutir à la mise en place rapide de portails communs :
- pour les ELD qui disposent d'un portail fournisseur à l'issue de la période ATRD5 : le maintien de l'incitation et du suivi de l'indicateur relatif au taux de disponibilité du portail fournisseur jusqu'à la mise en place du portail commun ;
- pour les ELD qui ne disposent pas d'un portail fournisseur à l'issue de la période ATRD5 : la suppression de l'incitation et du suivi de l'indicateur relatif aux taux de disponibilité du portail fournisseur, qui était initialement destiné à les inciter à développer leur propre portail ;
- par ailleurs, une fois le portail commun développé, sa disponibilité devra également faire l'objet d'une incitation afin d'assurer un niveau de qualité de service satisfaisant pour les utilisateurs ;
- dans un contexte de déploiement de compteurs évolués, la suppression du suivi des indicateurs suivants :
- taux d'absence au relevé des consommateurs de PCE 6M pour l'ensemble des ELD au tarif spécifique ;
- taux d'index rectifiés pour Régaz-Bordeaux, Veolia Eau et Sorégies ;
- nombre de prestations de vérification de données de comptage aboutissant à une correction d'index pour R-GDS, GreenAlp, Vialis, Caléo et Gaz de Barr ;
- taux d'interventions physiques pour vérification de données de comptage à la suite d'une relève pour Gedia et Sorégies.
2.5.2.2 Renforcement du dispositif
Pour le tarif ATRD6 des ELD, la CRE a proposé dans sa consultation publique de reproduire le mécanisme du tarif ATRD5 des ELD qui consiste à fixer un unique objectif de référence en-dessous duquel l'opérateur paierait une pénalité et au-dessus duquel il percevrait un bonus. Ce système permet à l'opérateur de rester mobilisé pour accroître sa performance quel que soit le niveau de performance atteint.
Par ailleurs, la CRE a proposé de fixer pour la période ATRD6, pour chaque indicateur incité durant la période précédente, un objectif de référence identique pour l'ensemble des ELD, fondé sur la moyenne pondérée des performances des ELD sur les deux années précédentes. Les répondants à la consultation publique se sont montrés globalement favorables à ces propositions. Au vu de ces retours, la CRE maintient les objectifs proposés dans sa consultation publique pour l'ensemble des indicateurs qui étaient déjà incités durant la période ATRD5 mais ramène l'objectif de l'indicateur relatif au taux de changement de fournisseur réalisé dans les délais à 98 %.
Les indicateurs de qualité de service retenus pour la période ATRD6 ainsi que les incitations financières associées sont détaillés dans l'annexe 3 de la présente délibération.
2.6. Régulation incitative de l'innovation
2.6.1. Régulation de la R&D
Dans un contexte d'évolution rapide du paysage énergétique, la CRE attache une importance particulière au développement des réseaux intelligents et à l'adaptation des réseaux à la transition énergétique. Les gestionnaires de réseaux doivent pouvoir mener des projets de recherche et développement (R&D) et d'innovation, pour fournir un service efficace et de qualité aux utilisateurs et faire évoluer leurs outils d'exploitation de leurs réseaux. Ils se doivent, en contrepartie, d'utiliser efficacement et de manière transparente ces ressources.
Le tarif ATRD5 de GRDF a introduit un dispositif, prolongé par le tarif ATRD6, destiné à donner à GRDF les moyens pour mener à bien les projets de R&D et d'innovation nécessaires à la construction des réseaux de demain. Le tarif ATRD5 des ELD a introduit un dispositif similaire pour les ELD. Ce mécanisme de régulation incitative concerne les dépenses de R&D y compris les dépenses pour les projets de type « smart grids » et pré-études pour les projets de comptage évolué des ELD et s'appuie, pour l'ensemble des opérateurs, sur :
- une trajectoire de coûts de R&D incitée de manière asymétrique : en fin de période tarifaire, les montants non dépensés sur la période sont rendus aux consommateurs tandis que les dépassements de trajectoires restent à la charge des opérateurs ;
- l'élaboration d'un rapport annuel détaillé à destination de la CRE faisant le bilan des actions engagées en matière de R&D, complété par un rapport public bisannuel.
Dans sa consultation publique, la CRE a proposé de maintenir ce dispositif et d'y introduire un principe de mutualisation des projets de R&D. A cet effet, la création d'enveloppes communes avait été proposée, pour certaines thématiques (hydrogène et biométhane notamment), répartie entre les différents participants aux projets à mutualiser.
Le retour des acteurs sur le principe de mutualisation est globalement positif, certains acteurs souhaiteraient même que seuls les projets mutualisés soient possibles. Certains acteurs expriment néanmoins des réserves concernant la mise en œuvre opérationnelle de cette mutualisation. La CRE considère que ces difficultés opérationnelles sont réelles et constituent un frein à la mise en place d'un tel mécanisme. La CRE décide donc de ne pas retenir le mécanisme de mutualisation proposé lors de la consultation publique. Néanmoins, la CRE considère que les travaux doivent se poursuivre afin d'accompagner les ELD dans une démarche de mutualisation de leurs programmes de R&D, lorsque cela est pertinent et opérationnellement réalisable. Les dépenses ainsi évitées seraient restituées aux consommateurs en fin de période ATRD6.
2.6.2. Projets de réseaux intelligents
Un guichet smart grids a été mis en place pour les opérateurs d'électricité et a été dupliqué pour GRDF, dans le cadre de son tarif ATRD6, leur permettant d'obtenir en cours de période tarifaire des financements supplémentaires, notamment pour leurs projets de démonstrateurs smart grids. Lors de la consultation publique la CRE a proposé d'étendre ce guichet aux ELD, en adaptant son seuil de déclenchement à la taille des ELD. Les acteurs sont favorables à cette proposition. La CRE décide de mettre en place le guichet smart grids pour les ELD.
Ainsi, les ELD pourront demander une fois par an l'intégration à leur trajectoire des surcoûts de charges d'exploitation liés à ce type de projets. Cette intégration sera possible pour un ensemble de projets impliquant au total des charges d'exploitation annuelles supérieures à 150 k€ sous réserve d'une analyse coût-bénéfice favorable du projet, et pour des charges non prévues à ce stade. Le cas échéant, des mécanismes de régulation incitative associée à ces projets pourront être introduits.
2.6.3. Favoriser l'innovation à l'externe - Régulation sur les délais de mise œuvre des actions prioritaires
Dans le contexte de la transition énergétique, le champ des obligations législatives et réglementaires incombant aux gestionnaires de réseaux évolue. Dans ce cadre, lors de ses différentes délibérations ou rapports thématiques, la CRE a formulé un certain nombre de demandes aux opérateurs quant à la mise en place d'évolutions pour faciliter les usages innovants sur leurs réseaux. Or, les délais de mise en œuvre par les gestionnaires de réseaux de certaines des nouvelles actions requises par les textes ou demandées par la CRE ne sont pas toujours satisfaisants et parfois incompatibles avec le rythme de progression des innovations. La CRE considère que la mise en œuvre de ces actions dans les délais impartis est essentielle, dans un contexte marqué par des transformations rapides du système énergétique et de ses usages.
Dans ce cadre, la CRE a mis en place dans le cadre du TURPE 6 HTA-BT et du TURPE 6 HTB un dispositif de régulation incitative au respect des délais d'exécution par Enedis et RTE d'actions identifiées comme « prioritaires », qui repose sur une liste réduite d'actions prioritaires ayant vocation à intégrer le dispositif, un délai d'exécution associé à chacune de ces actions et le versement de pénalités en cas de non-réalisation de ces actions prioritaires dans les délais impartis. Dans sa consultation publique du 7 octobre 2021, la CRE a proposé de mettre en place ce même mécanisme pour les ELD de gaz. Une majorité des acteurs est favorable à la mise en place de ce mécanisme. La présente délibération introduit donc, pour la période ATRD6, un dispositif de régulation incitative au respect des délais d'exécution par les ELD d'actions identifiées par la CRE comme prioritaires et qui repose sur :
- une liste réduite d'actions prioritaires ayant vocation à intégrer le dispositif et pouvant être menées conjointement par plusieurs ELD : afin de disposer de la réactivité nécessaire à l'innovation, cette liste d'actions prioritaires ne sera pas figée en début de période tarifaire et pourra être alimentée pendant toute la période du tarif ATRD6 des ELD en cohérence avec des évolutions législatives et réglementaires, les chantiers prioritaires identifiés par la CRE et après consultation des acteurs de marché ;
- un délai d'exécution associé à chacune des actions, en fonction des textes de nature législative et réglementaire lorsque l'action est requise par ces textes, ou établi en concertation avec les ELD gaz et les acteurs de marché lorsqu'il s'agit d'actions en lien avec des chantiers jugés prioritaires par la CRE ;
- la non-réalisation de ces actions prioritaires dans les délais impartis, en ce qu'elle constitue un frein à un accès efficace aux réseaux et au bon fonctionnement du marché entraine le versement d'une pénalité. Calculé de manière mensuelle, le montant de cette pénalité est progressif, afin de pénaliser plus fortement les retards importants. Les montants sont les suivants :
- pour une action mise en œuvre dans les 6 mois suivant la date retenue par la CRE, une pénalité de 2 500 €/mois de retard est appliquée ;
- pour une action mise en œuvre dans les 6 à 12 mois suivant la date retenue par la CRE, la pénalité est portée à 5 000 €/mois de retard pour les mois au-delà du 6e mois ;
- pour une action mise en œuvre au-delà de 12 mois suivant la date retenue par la CRE, la pénalité est portée 10 000 €/mois de retard pour les mois au-delà du 12e mois ;
- le montant global de l'ensemble des pénalités versées par les ELD sera plafonné à 300 000 € par an (16).
- une répartition des montants des pénalités entre les ELD aux tarifs spécifiques, lorsque les actions ayant vocation à intégrer ce mécanisme impliquent l'ensemble des ELD. La répartition des montants est détaillée en annexe 4.
Comme présenté au paragraphe 2.4, la CRE intègre à ce dispositif le projet de portail commun, ainsi que l'implémentation de flux communs validés en GTo SI GRD gaz, et l'implémentation de webservices communs validés en GTo SI GRD gaz. La CRE fixera les délais associés à l'exécution de chacune de ces actions au cours de l'année 2022, à l'issue des travaux menés au sein des groupes de concertation concernés.
2.7. Régulation incitative associée aux projets de comptage évolué des ELD
Parmi les 9 ELD disposant d'un tarif spécifique, à la suite de l'approbation des ministres en charge respectivement de l'énergie et de la consommation le 7 juin 2019, la CRE a fixé un cadre de régulation incitative associé aux projets de comptage évolué de deux ELD de gaz naturel, à savoir : Régaz-Bordeaux et GreenAlp, qui représentent respectivement 230 000 compteurs pour Régaz-Bordeaux et 45 000 compteurs pour GreenAlp.
Le cadre de régulation applicable à ces deux projets de comptage est défini dans les délibérations de la CRE n° 2020-39 (17) en date du 27 février 2020 et n° 2020-089 (18) en date du 7 mai 2020.
A la suite des travaux portant sur la mutualisation du déploiement des projets de comptage évolué sur le territoire des ELD (19) de gaz (cf. § 3.1.4), R-GDS, représentant près de 105 000 compteurs, a indiqué à la CRE sa volonté de lancer le déploiement des systèmes de comptage évolué sur son territoire.
La CRE a organisé, du 4 février au 4 mars 2021, une consultation publique portant, d'une part, sur le projet de comptage évolué de R-GDS, et d'autre part, sur la mise en œuvre d'une régulation incitative pour l'ensemble des projets de comptage évolué des ELD disposant d'un tarif spécifique (20). Les acteurs ayant répondu à cette consultation sont, dans leur majorité, favorables à reprendre le cadre de régulation des projets de comptage existants pour les futurs projets de comptage des ELD de gaz naturel.
Dans sa délibération du 25 mars 2021 (21), la CRE a présenté ses orientations sur les modalités de mise en œuvre d'une régulation incitative de l'ensemble des projets de comptage des ELD de gaz disposant d'un tarif spécifique. Dans une autre délibération du même jour (22), la CRE a proposé, aux ministres chargés de l'énergie et de la consommation d'approuver le lancement du déploiement du projet de comptage évolué de gaz naturel de R-GDS.
Par ailleurs, à la suite de ces délibérations, la CRE a reçu 13 dossiers de projet de comptage évolué de gaz naturel entre les mois d'avril et de mai 2021, dont 5 venant d'ELD disposant d'un tarif spécifique qui sont : Caléo, Gaz de Barr, Gedia, Sorégies et Vialis.
Le cadre de régulation incitative associé aux projets de comptage des ELD disposant d'un tarif spécifique prévoit notamment une prime incitative de rémunération de 200 points de base (pbs), attribuée aux actifs de comptage (modules radio, compteurs et concentrateurs) mis en service entre le début et la fin théorique de la phase de déploiement industriel et la couverture tarifaire des coûts échoués liés au remplacement anticipé de compteurs existants par des compteurs communicants pendant la phase de déploiement.
En cas d'atteinte des objectifs de délais, de coûts et de performances, l'ELD bénéficie de l'intégralité de la prime. En revanche, toute dérive de la performance globale vient, au travers de pénalités, diminuer cette prime. Au-delà d'un certain seuil de contre-performance, la rémunération des actifs de comptage sera réduite en deçà du taux de rémunération de base, dans la limite d'un plancher. Dans ce cadre, le montant total des pénalités versées par l'ELD au titre de la régulation incitative du projet de comptage évolué ne pourra pas excéder 300 points de base de rémunération.
En conséquence, les effets de la régulation incitative conduiront à un taux de rémunération moyen pour les investissements soumis à incitation compris entre [+ 200 pbs] (23) et [-100 pbs] par rapport au taux de rémunération de base des actifs.
Un suivi régulier du projet tout au long du déploiement est prévu avec notamment :
- un suivi du respect des calendriers prévisionnels de déploiement du projet, impliquant des pénalités en cas de retard. Pour chaque période de suivi, la non-atteinte du taux de déploiement prévisionnel donnera lieu à une pénalité proportionnelle au retard constaté ;
- un suivi des coûts unitaires des compteurs communicants, avec des pénalités/bonus en cas de dérive/diminution de ces coûts. Une dépense réelle d'investissement supérieure au coût de référence conduira ainsi à une rémunération plus faible. Au contraire, une dépense réelle d'investissement inférieure au coût de référence permettra à l'opérateur de conserver un montant de prime identique à celui qu'il aurait perçu sans cette économie ;
- un suivi annuel de la performance des systèmes en termes de qualité du service rendu, dès le début de la phase de déploiement, avec des incitations financières en fonction de l'atteinte ou non d'objectifs prédéfinis.
Dans sa consultation publique du 7 octobre 2021, la CRE a présenté la déclinaison de ce cadre de régulation aux projets de régulation des projets de comptage évolué des ELD concernées et a interrogé les acteurs sur cette déclinaison.
Parmi les acteurs ayant émis des remarques sur le cadre, les ELD ont demandé la définition et l'application d'une clause de force majeure compte tenu des variations des prix des matières premières actuellement constatées. Dans les faits, cela reviendrait à élargir aux problématiques de prix de marché la clause actuelle de rendez-vous spécifique aux projets de comptage, qui permet de prendre en compte les conséquences éventuelles de nouvelles dispositions législatives, réglementaires ou de décisions juridictionnelles ou quasi juridictionnelles pouvant avoir des effets significatifs sur l'équilibre économique ou sur le calendrier de déploiement du projet de comptage évolué des ELD.
Par ailleurs, un acteur s'interroge sur la durée du calendrier des projets de Gaz de Barr et Gedia (5 ans) compte tenu du calendrier envisagé par Vialis (5 ans aussi) et dont le territoire de desserte est trois fois plus grand.
S'agissant de la demande d'une définition d'une clause de force majeure permettant d'activer la clause de rendez-vous en cas de fortes variations du prix des matériels, la CRE rappelle que l'approbation d'un projet de comptage évolué de gaz naturel se réalise en deux temps : la proposition d'approbation par la CRE aux ministres d'une part, puis l'approbation effective par les ministres d'autres part. Ainsi, bien qu'elle partage les craintes des ELD vis-à-vis des tensions sur le marché des matières premières, la CRE estime que les ELD auront davantage de visibilité lors de l'éventuelle approbation par les ministres, précédant la fixation définitive, par la CRE, du cadre de régulation incitative. La CRE considère par ailleurs que cette clause pourrait avoir un effet désincitatif sur la négociation des prix par les ELD. En conséquence, la CRE décide de ne pas définir de clause de force majeure à ce stade.
Enfin, s'agissant du calendrier de déploiement proposé par Gaz de Barr et Gedia par rapport à celui de Vialis, ces trois ELD étant proches géographiquement, la CRE estime qu'au contraire, les synergies prévues entre ces trois opérateurs permettront de mener ces projets de manière plus efficace.
Ainsi, pour chaque ELD concernée par le projet de déploiement de compteurs évolués, le cadre de régulation incitative associé est présenté en annexe 6.
3. Niveau des charges à couvrir et trajectoires d'évolution du tarif d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel des ELD
3.1. Niveau des charges à couvrir
3.1.1. Demande tarifaire des ELD
Dans leurs dossiers tarifaires respectifs, les ELD ont formulé leur demande d'évolution tarifaire avec une première marche tarifaire au 1er juillet 2022, puis en suivant les hypothèses d'inflation suivantes, qui avaient été fournies par la CRE :
En %
2021
2022
2023
2024
2025
Inflation
0,60 %
1,00 %
1,20 %
1,50 %
1,50 %
Le tableau ci-dessous présente les évolutions de charges qui correspondent à la demande des ELD au 1er juillet 2022 (24). Les demandes des ELD ont été formulées sur la base d'un coût moyen pondéré du capital (CMPC) égal à 4,65 % (réel avant impôts).
ELD
Evolution des charges annuelles moyennes à couvrir 
      

    entre la période 2022-2025 et le réalisé 2018-2020
Toutes charges comprises
Hors charges associées aux projets 
      

    de comptage évolué
Régaz-Bordeaux
+ 10 %
+ 7 %
R-GDS
+ 18 %
+ 14 %
GreenAlp
+ 24 %
+ 16 %
Vialis
+ 20 %
+ 15 %
Gedia
+ 21 %
+ 16 %
Gaz de Barr
+ 18 %
+ 13 %
Veolia Eau
+ 12 %
+ 12 %
Sorégies
+ 15 %
+ 9 %
Les évolutions de charges demandées sont très variables d'une ELD à l'autre. Toutes les ELD présentent une hausse dans leur demande tarifaire allant de + 10 % à + 24 %.
3.1.2. Charges d'exploitation (hors projets de comptage évolué)
3.1.2.1. Démarche retenue par la CRE et trajectoire d'inflation
La régulation incitative des charges nettes d'exploitation, en laissant aux opérateurs les écarts entre la trajectoire réalisée et la trajectoire tarifaire, les incite à améliorer leur efficience sur la période tarifaire. Le niveau d'efficience révélé lors de la période ATRD5 doit être pris en compte pour établir le tarif ATRD6, de façon à ce que les utilisateurs des réseaux bénéficient de ces gains dans la durée.
Pour ces raisons, la CRE a demandé aux ELD de gaz de présenter leur demande tarifaire au regard des derniers réalisés en justifiant tout écart significatif par rapport au réalisé 2020 et en décomposant chaque poste de la matrice tarifaire au premier euro. Néanmoins, le contexte de crise sanitaire a pu fausser le niveau réalisé en 2020 ce qui justifie, pour certains postes, de retenir pour la comparaison un niveau de référence différent du dernier réalisé (par exemple, le réalisé de 2019 ou la moyenne observée sur 2018-2020).
La CRE a sollicité le cabinet Schwartz & Co pour effectuer un audit des charges nettes d'exploitation des ELD de gaz. Les travaux se sont déroulés entre avril et juillet 2021. Les rapports de l'auditeur, fondés sur la demande initiale des ELD de gaz, sont publiés en même temps que la présente délibération.
Cet audit permet à la CRE de disposer d'une bonne compréhension des charges et produits d'exploitation des ELD de gaz ainsi que de leurs charges d'investissements « hors réseaux » constatés lors de la période ATRD5. Il analyse également en détail les éléments prévisionnels présentés par les opérateurs pour la période tarifaire à venir (période 2022-2025). Plus précisément, cet audit a pour objectifs :
- d'apporter une expertise sur la pertinence et la justification de la trajectoire des charges d'exploitation des opérateurs pour la prochaine période tarifaire ;
- de porter une appréciation sur le niveau des charges réelles (2018-2020) et prévisionnelles (2022-2025) ;
- de formuler des recommandations sur le niveau efficient des charges d'exploitation à prendre en compte pour le tarif ATRD6.
Les analyses de l'auditeur et de la CRE ont porté sur les dossiers tarifaires transmis par les ELD. Toutefois, conformément à ce qu'elle avait indiqué dans sa consultation publique, la CRE a ajusté l'hypothèse d'inflation pour les années 2020 et 2021 sur la base du projet de loi de finances pour l'année 2021, et sur la base des dernières prévisions du FMI pour les années 2022 et 2024. L'ensemble des trajectoires présentées ci-après sont corrigées de cette nouvelle trajectoire d'inflation :
Inflation prévisionnelle retenue 
      

    dans la délibération
2021
2022
2023
2024
2025
2,00 %
1,60 %
1,20 %
1,30 %
1,20 %
3.1.2.2. Demande des ELD
Les ELD ont transmis leurs prévisions de charges et produits d'exploitation pour la prochaine période tarifaire.
Hors comptage évolué, seul Régaz-Bordeaux demande une trajectoire de CNE en baisse par rapport au niveau réalisé sur la période ATRD5 (25), qui s'explique principalement par une relative stabilité des charges de personnel et des impôts et taxes mais également par une hausse de la production immobilisée.
Pour les autres ELD, l'évolution à la hausse des charges d'exploitation repose principalement sur :
- les charges de personnel ;
- les consommations externes et plus particulièrement les services extérieurs entretien et maintenance.
Les trajectoires prévisionnelles de charges nettes d'exploitation (hors comptage évolué) présentées par les ELD pour la période ATRD6 2022-2025 sont les suivantes :
Charges nettes d'exploitation demandées
(k€courants)
Réalisé 2019
2022
2023
2024
2025
Régaz-Bordeaux
30 327
31 279
31 102
31 472
31 723
R-GDS
19 536
22 836
22 173
22 541
22 883
GreenAlp (26)
7 665
8 266
8 622
9 018
9 217
Vialis
4 520
4 993
5 532
5 755
5 969
Gedia
2 827
3 378
3 435
3 538
3 578
Gaz de Barr
2 532
2 637
2 756
2 840
2 902
Veolia Eau
1 715
1 912
1 994
2 041
2 098
Sorégies
758
839
661
1 077
1 037
La CRE a demandé aux ELD une mise à jour de leurs demandes tarifaires pour fin juin 2021, afin de prendre en compte les éventuelles informations nouvelles, publiques ou connues à cette date, susceptibles d'avoir des impacts à la hausse comme à la baisse sur les trajectoires tarifaires précédemment transmises. Seul R-GDS a fait une demande de mise à jour de son dossier tarifaire, ces mises à jour sont comprises dans les trajectoires présentées ci-dessus.
Ces trajectoires n'intègrent pas les coûts d'exploitation prévisionnels liés aux projets de comptage évolués de R-GDS, Vialis, Gedia, Gaz de Barr et Sorégies, dont le début du déploiement est prévu pendant la période tarifaire ATRD6 des ELD, ni celles associées aux projets de comptage de Régaz-Bordeaux et GreenAlp, dont le déploiement est déjà en cours. Ces trajectoires sont présentées au paragraphe 3.1.4.
3.1.2.3. Analyse de la CRE
Les demandes des ELD ont fait l'objet d'une analyse par l'auditeur Schwartz & Co, mandaté par la CRE. Les travaux d'audit se sont déroulés entre avril et juillet 2021.
Pour rappel, les ajustements préconisés par l'auditeur étaient de deux types :
- certains ajustements concernent des charges spécifiques à chaque ELD, pour lesquelles l'ajustement a été décidé au cas par cas. C'est notamment le cas de la plupart des charges de consommations externes ou des effectifs. Les principaux ajustements spécifiques à chaque ELD sont présentés en annexes ;
- certains ajustements concernent des charges présentes chez toutes les ELD, et dont l'évolution répond à la même logique (par exemple, le contexte réglementaire ou législatif, la modification des taux d'imposition ou encore l'évolution de l'activité de distributeur de gaz naturel). Pour ces postes, les ajustements résultent d'une analyse transverse à l'ensemble des ELD et ont été appliqués de manière cohérente à l'ensemble des ELD concernées et sont présentés ci-après.
Par ailleurs, en complément des ajustements de l'auditeur, la CRE avait proposé lors de la consultation publique des ajustements complémentaires sur deux postes différents :
- les budgets de développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz naturel pour lesquels deux solutions étaient envisagées :
- une trajectoire nulle et donc un ajustement total du montant demandé par les acteurs, ou ;
- un recentrage des budgets sur l'animation de filière et la suppression, le plus rapidement possible, des installations fonctionnant au fioul ou au charbon.
- les budgets de R&D pour lesquels la CRE proposait dans la consultation publique de procéder à un ajustement de mutualisation des budgets de R&D. Cet ajustement complémentaire, comme détaillé en 2.5.1, n'est finalement pas retenu par la CRE.
De manière générale sur les trajectoires d'ajustement proposées dans la consultation publique, les acteurs se sont assez peu prononcés, notamment sur les ajustements proposés par le consultant. Certains considèrent qu'il est difficile d'émettre un avis sans connaître les orientations finales sur les différents ajustements. Les éléments de réponse concernant les ajustements complémentaires proposés par la CRE sont détaillés plus bas dans cette partie.
L'analyse finale de la CRE à la suite du retour des acteurs et des échanges avec les ELD est présentée ci-dessous :
Intégration des conduites d'immeuble - conduites montantes (CICM) dans les concessions des ELD :
Le projet de loi dite « 3DS » tel qu'adopté par le Sénat prévoit en son article 63 de transférer la propriété de l'ensemble des CICM aux collectivités territoriales propriétaires des réseaux publics de distribution de gaz. Ces CICM seraient donc amenées à intégrer le périmètre du réseau exploité par les ELD.
Sur la période ATRD6 des ELD, cette éventuelle intégration au périmètre du réseau exploité impliquerait de recenser les ouvrages et d'intégrer les données dans un outil de suivi, puis, à plus long terme de contrôler, d'entretenir voire de renouveler les conduites montantes, et donc de procéder aux études et au suivi des travaux associés. Cela occasionnera donc des OPEX (coûts de personnel, fournitures industrielles, prestations externes) et des CAPEX associés aux actifs concernés.
Les ELD seraient inégalement touchées par cette mesure, certaines exploitant déjà l'intégralité des CICM au périmètre de leur concession (ex : Régaz-Bordeaux), d'autres devant en intégrer la majorité.
En tenant compte de la disparité des situations, l'auditeur a procédé à une analyse comparative des coûts d'intégration et d'exploitation de CICM entre les différentes ELD, ce qui l'a conduit à recommander un coût unitaire de 100€/CICM pour GreenAlp qui connaît déjà une partie de son parc de CICM, et supportera donc des coûts de reconnaissance plus faibles que d'autres ELD, et de 150€/CICM pour Gedia et Gaz de Barr. Ces ajustements tiennent compte à la fois de la taille du parc à intégrer pour chacune des ELD et de la nature des actions à réaliser sur la période ATRD6. GreenAlp (ajustement de - 16 €/CICM, soit - 14% du coût unitaire du projet), Gedia (- 150 €/CICM, soit - 50 %) et Gaz de Barr (- 45 €/CICM, soit - 23 %) ont été ajustées sur la base de cette analyse.
L'auditeur a ensuite ventilé ces ajustements sur les postes impactés (charges de personnel, prestations externes, fournitures industrielles…).
La CRE maintient ces ajustements et tient à souligner qu'il existe une incertitude sur la date d'entrée en vigueur du projet de loi dite « 3DS » et que son contenu n'est pas encore figé, dans la mesure où le projet de loi est encore en cours d'examen à l'Assemblée nationale. A ce titre, la CRE met en place un dispositif spécifique pour la couverture des charges liées aux CICM, tenant compte de ces incertitudes : les budgets alloués seront ainsi récupérés en fin de période dans le cas où l'intégration des conduites ne serait finalement pas retenue par le législateur.
Installation de dispositifs de protection des branchements existants (DPBE) :
Le projet d'installation de dispositifs de protection des branchements existants (DPBE) résulte d'une recommandation du rapport ministériel de janvier 2020 sur « la sécurité des réseaux de distribution de gaz naturel » et est repris par le projet de modification de l'arrêté du 13 juillet 2000 portant règlement de sécurité de la distribution de gaz. Il prévoit l'installation de DPBE sur l'ensemble des branchements existants pour limiter les risques d'incidents liés à des déboîtements de viroles.
Pour les ELD, cela suppose d'engager ou de poursuivre la géolocalisation des branchements en classe A, correspondant au niveau de précision le plus élevé, et de poser des DPBE sur l'ensemble de ces branchements au périmètre de leurs concessions. Cela donne lieu à des renforcements d'effectifs, à l'achat de DPBE, et le cas échéant à des investissements dans des logiciels spécifiques.
A la suite d'une analyse comparative, l'auditeur a validé les coûts de projets de la plupart des ELD et recommandé un coût unitaire du projet à 250€/DPBE pour GreenAlp et Régaz-Bordeaux. Ce montant correspond d'après l'auditeur aux bornes hautes acceptables au regard de l'historique des coûts supportés par l'ensemble des ELD. L'auditeur a ensuite ventilé cet ajustement sur les postes impactés chez GreenAlp (ajustement de -120 k€ du coût du projet sur la période, soit - 67 %) et Régaz-Bordeaux (- 620 k€, soit - 20 %). Il convient de noter que pour Régaz-Bordeaux, ces dépenses sont intégrées dans les investissements réseaux, hors charges d'exploitation, car l'opérateur les comptabilise comme CAPEX et que l'auditeur n'a pas contesté cette pratique.
La CRE maintient ces ajustements.
Charges de personnel :
En complément d'ajustements spécifiques à chaque ELD, concernant par exemple sa trajectoire d'effectifs, l'auditeur a analysé pour l'ensemble des ELD la cohérence entre la demande formulée et l'historique observé des taux de GVT+ (glissement, vieillesse, technicité), qui traduisent l'évolution des avancements, reclassements et ancienneté dans les entreprises. Les taux retenus pour la période ATRD6 ont été ajustés par l'auditeur pour retenir une valeur correspondant à la moyenne du taux de GVT+ pour toutes les ELD sur la période 2018-2020, soit 2,20%. Cela se traduit par un ajustement du GVT pour 6 ELD, et un ajustement global de leurs rémunérations principales de 330 k€/an en moyenne.
La CRE maintient ces ajustements.
Impôts et taxes :
L'auditeur a vérifié la bonne prise en compte de la décroissance de 50% du taux d'imposition sur les taxes foncières, la cotisation foncière des entreprises (CFE) et la cotisation sur la valeur ajoutée des entreprises (CVAE) à partir de 2021, conformément à la loi de finances de 2021 suite à la crise sanitaire. Le cas échéant, il a ajusté les trajectoires des opérateurs en ce sens. Toutes les ELD ont été ajustées à la suite de cette analyse.
La CRE maintient ces ajustements.
Analyse de la productivité des opérateurs :
En complément de l'analyse poste à poste, l'auditeur a apprécié les charges et produits sur la base d'une analyse globale des CNE, en mesurant l'évolution de la productivité globale de chaque ELD au travers des CNE par kilomètre (km) de canalisation. L'auditeur a comparé le niveau de productivité réalisé sur la période 2018-2020 aux niveaux de productivité prévisionnels correspondant aux demandes tarifaires des ELD, ainsi qu'à la proposition ajustée de l'auditeur (à périmètre d'activité constant [27]).
Les ELD ont contesté ces ajustements, qu'elles jugent redondants avec les ajustements poste à poste du consultant. Elles contestent également la référence historique retenue et l'étendue du périmètre d'activité constant. En particulier, Veolia Eau a fourni des éléments précis pour attester de sa situation de sous-effectifs en 2019, qui impacte fortement les ajustements réalisés par l'auditeur.
La CRE a décidé de modifier la méthodologie utilisée par l'auditeur pour définir le niveau de cet ajustement. En effet, bien que la CRE considère la cible de performance de 2025 comme pertinente, elle estime que l'ajustement qui en résulte doit être :
- corrigé des ajustements retenus par la CRE sur les budgets de R&D et de développement clients et non pris en compte par le consultant dans son analyse, pour éviter une redondance ;
- ajusté pour une plus grande progressivité dans la démarche d'efficience. Ainsi, la CRE décide de faire débuter les ajustements d'efficience en 2023 de façon à permettre aux ELD de mettre en place des actions spécifiques.
Concernant le cas particulier de Veolia Eau, la CRE a recalculé l'ajustement d'efficience afin de tenir compte des éléments de l'opérateur, ce qui conduit, une fois la redondance avec les ajustements sur le développement corrigée, à annuler l'ajustement d'efficience de Veolia Eau. L'ajustement d'efficience concerne donc deux ELD, Gedia pour un ajustement de -214 k€ sur la période ATRD6 et GreenAlp pour un ajustement de -648 k€ sur la même période.
Analyse sur les budgets de développement du nombre de consommateurs raccordés au réseau de gaz naturel :
L'ensemble des acteurs du gaz s'est montré défavorable à l'option de la suppression des budgets de développement, en mettant en avant l'intérêt environnemental des actions de conversion fioul-gaz mais également une volonté forte d'animation de filière afin de limiter une baisse des consommateurs qui impliquerait une hausse des coûts pour les utilisateurs du réseau. Quelques fournisseurs ont répondu favorablement à cette option de suppression soulignant le caractère polluant du gaz et l'existence de solutions décarbonées.
Sur le recentrage des budgets de développement, les acteurs gaziers émettent un avis favorable. Néanmoins, certaines réserves sont exprimées concernant les ajustements réalisés sur les dépenses de communication non liées au développement du nombre de consommateurs, et les budgets d'animation de filière pour les nouveaux usages.
Après analyse des retours des acteurs, considérant le risque de coûts échoués à long terme dans un contexte de baisse de la consommation de gaz mais également le risque d'augmentation forte du tarif en cas de baisse rapide du nombre de consommateurs raccordés au gaz, la CRE retient l'option de recentrage du dispositif avec toutefois un ajustement du périmètre des dépenses retenues par rapport à la proposition de la consultation publique.
- concernant les actions de développement, la CRE retient :
- les actions de conversion fioul-gaz, conformément à ce qui avait été accordé à GRDF ;
- la moitié des budgets d'animation de filière fléchés vers les nouveaux usages, et notamment la mobilité, qui avaient également été accordés à GRDF.
- la CRE ne retient notamment pas les budgets d'animation de filière dans le neuf, ou pour la fidélisation de clients existants, compte tenu des faibles marges de manœuvre induites par la RE2020.
- concernant les budgets de communication, les éléments fournis au stade de la consultation publique ne permettaient pas toujours d'isoler, au sein des dépenses de communication, celles qui étaient liées à la promotion du gaz, ce qui avait conduit à proposer leur suppression totale. Néanmoins, il paraît légitime d'accorder aux ELD un budget de communication institutionnelle, comme à toute autre entreprise, à condition qu'il soit suffisamment justifié et cohérent avec la taille de l'ELD. Compte tenu des éléments supplémentaires fournis par les ELD, la CRE a décidé de ne pas retenir les budgets destinés à promouvoir le développement du gaz et de retenir la moitié des budgets de communication institutionnelle restante.
Les montants retenus au titre du développement du nombre de consommateurs raccordés au réseau de gaz naturel (hors budgets de communication) sont les suivants :
Budget développement retenu (k€/an)
Régaz-Bordeaux
118
R-GDS
482
GreenAlp
0
Vialis
46
Gedia
18
Gaz de Barr
17
Veolia Eau
6
Sorégies
51
La CRE s'assurera que les montants dépensés par les ELD respectent les orientations de la CRE. A cet effet, les dépenses de développement seront auditées en fin de période ATRD6 et reprises en cas de non-conformité.
La CRE conserve les ajustements de R&D initialement proposés par l'auditeur, auxquels s'ajoute l'ajustement sur le projet d'hydrogène de Gedia qui ne fait pas partie du périmètre d'un gestionnaire de réseau. Les montants retenus sont minorés des subventions obtenues :
Budgets R&D retenus (k€/an)
Régaz-Bordeaux
69
R-GDS
394,1
GreenAlp
42,2
Vialis
32,9
Gedia
15,2
3.1.2.4. Synthèse
A titre de synthèse, les tableaux suivants présentent la trajectoire des charges nettes d'exploitation (hors comptage évolué) et des ajustements retenus par la CRE pour le tarif ATRD6 des ELD :
Charges nettes d'exploitation ATRD6 (moyenne annuelle en k€courant)
Demande de charges nettes d'exploitation des ELD (moyenne annuelle 
      

    en k€ courant)
Charges nettes d'exploitation retenues par la CRE ATRD6 (moyenne annuelle en k€courant)
Montant des ajustements retenus par la CRE (moyenne annuelle
      

     en k€courant)
Régaz-Bordeaux
31 394
30 017
- 1 377
R-GDS
22 609
21 097
- 1 511
GreenAlp
8 781
8 237
- 544
Vialis
5 562
4 827
- 735
Gedia
3 482
3 222
- 260
Gaz de Barr
2 784
2 691
- 93
Veolia Eau
2 011
1 985
- 27
Sorégies
903
762
- 141
3.1.3. Calcul des charges de capital normatives
3.1.3.1. Coût moyen pondéré du capital (CMPC)
Pour les tarifs ATRD6, les ELD ont effectué une demande de taux de rémunération de la BAR de 4,65 % réel avant impôt. A l'appui de leur demande, elles ont fait réaliser par un consultant externe une étude sur le coût moyen pondéré du capital pour les ELD gazières durant la période tarifaire ATRD6.
Dans le cadre des travaux ATRD6 des ELD, la CRE a réexaminé les hypothèses et les paramètres retenus pour le calcul du coût du capital des tarifs ATRD5 en vigueur ainsi que ceux du tarif ATRD6 de GRDF décidé pour les années 2020-2023. Elle a reçu les représentants des ELD accompagnés de leur consultant lors d'une réunion de travail sur le taux de rémunération applicable à la BAR des ELD et a auditionné à plusieurs reprises les ELD.
Au vu des éléments précédents et après analyse de la demande des ELD, la CRE a proposé dans la consultation publique un taux de rémunération de 4,02 % (réel, avant impôt) pour rémunérer la base d'actifs régulés des ELD sur la période ATRD6. Cette valeur est cohérente avec le taux de rémunération des actifs retenu pour le tarif ATRD6 de GRDF (4,10 %, réel, avant impôt) tout en prenant en compte i) les conditions applicables aux ELD concernant la déductibilité fiscale des charges financières nettes et ii) les modifications du niveau du taux normal d'imposition sur les sociétés intervenues depuis la décision ATRD6 de GRDF.
Parmi les contributeurs de la consultation publique, les réactions à cette proposition de CMPC ont été partagées. Alors que les associations professionnelles et les fournisseurs ont globalement accueilli favorablement la proposition, les ELD s'opposent à la proposition de la CRE, arguant que celle-ci ne tient pas compte de la taille des ELD relativement à GRDF. Dans un contexte de forte baisse des taux et par souci de continuité de ses méthodes, la CRE décide cependant de retenir le CMPC proposé dans la consultation publique, à 4,02 %.
Les estimations retenues par la CRE pour chacun des paramètres intervenant dans le calcul du CMPC utilisé dans le tarif ATRD6 des ELD figurent dans le tableau ci-dessous :
Paramètres du CMPC ATRD6 des ELD de gaz
Taux sans risque nominal (TSR)
1,70%
Spread de la dette
0,90%
Bêta de l'actif
0,48
Bêta des fonds propres (β)
0,84
Primes de risque de marche (PRM)
5,20%
Levier (dette/ (dette + fonds propres)) (g)
50%
Taux d'impôt sur les sociétés (IS)
25,83%
Déductibilité fiscale des charges financières (DFCF)
100%
Coût de la dette (nom., avant IS)
2,60%
Cout des fonds propres (nom., avant IS)
8,2%
CMPC (nominal, avant IS)
5,38%
Inflation
1,30%
CMPC (réel, avant IS)
4,02%
Le CMPC est calculé par application des formules suivantes :
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Par rapport aux valeurs prises en compte pour définir le CMPC du tarif ATRD5, les principales modifications, en ligne avec l'évolution des données macro-économiques et financières, portent notamment sur l'évolution du taux sans risque, du bêta des actifs et de la fiscalité :
- le taux sans risque retenu s'établit à 1,7 %, en retrait de 110 points de base par rapport à celui retenu pour la période tarifaire ATRD5 (2,8 %). Cette baisse est justifiée par la baisse significative et durable constatée des taux d'intérêt. La méthode retenue par la CRE pour estimer le taux sans risque applicable dans le calcul du CMPC du tarif ATRD6 est inchangée par rapport à celle retenue pour le tarif ATRD5.
- la CRE appuie sa décision relative à la valeur du taux sans risque sur l'observation des rendements des obligations de l'Etat français (« OAT »), considérés comme les placements les moins risqués, sur une période de 10 ans, et pour des OAT de maturité 10 ans. Ces paramètres, utilisés pour l'ensemble des tarifs d'infrastructures régulées, avaient conduit à fixer le taux sans risque à 2,8 % dans le tarif ATRD5. La maturité de 10 ans de l'OAT est la plus couramment utilisée par les régulateurs sectoriels. Une période d'observation de 10 ans de l'OAT de maturité 10 ans permet par ailleurs de prendre en compte les évolutions des marchés financiers, tout en maintenant une relative stabilité et une prévisibilité des conditions de rémunération des infrastructures d'énergie en France.
- le bêta de l'actif est fixé à 0,48, en hausse de 0,08 relativement au tarif ATRD5 des ELD. La CRE appuie sa décision relative à la valeur du bêta de l'actif sur les observations de marché et les bêtas de l'activité des opérateurs gaziers en Europe. Elle prend également en considération les incertitudes sur les perspectives du gaz à long terme en France, compte tenu notamment des anticipations de baisse des consommations de gaz envisagées dans le cadre de la PPE, et du risque de coûts échoués. Si les risques respectifs des activités de transport et de distribution demeurent encore légèrement différents, la CRE estime que l'écart de risque entre ces deux activités s'est réduit depuis la précédente période.
- concernant le taux d'imposition sur les sociétés, la loi de finances 2022 modifie le taux normal d'imposition sur les sociétés à partir de 2022 à 25,83 %, en incluant les contributions sociales sur l'impôt. Ce taux s'appliquera uniformément.
- concernant la déductibilité fiscale des charges financières nettes, la faculté des ELD de déduire fiscalement l'intégralité de ces charges en application des dispositions de l'article 212 bis du code général des impôts est également prise en compte.
3.1.3.2. Investissements (hors projets de comptage évolué)
La CRE retient pour l'ensemble des ELD, à l'exception de GreenAlp, les dépenses d'investissements prévisionnelles figurant dans la demande des ELD. Pour GreenAlp, en lien avec la mise en place d'un plafond d'investissement (cf. § 2.4), la CRE a légèrement ajusté à la baisse les investissements hors réseaux (cf. ci-dessous). Les dépenses d'investissements prévisionnelles (hors projet de comptage évolué) pour la période 2022-2025 retenues pour le calcul des charges de capital sont les suivantes :
Dépenses d'investissements prévisionnelles
      

     (k€ courants hors comptage)
2022
2023
2024
2025
Moyenne 2022-2025
Régaz-Bordeaux
15 178
16 420
19 296
18 495
17 347
R-GDS
16 065
13 094
11 617
11 429
13 051
GreenAlp
1 327
1 482
1 889
1 904
1 651
Vialis
1 852
1 967
2 064
1 928
1 953
Gedia
1 489
1 129
960
1 001
1 145
Gaz de Barr
2 219
1 440
1 226
1 216
1 526
Veolia Eau
409
553
560
567
522
Sorégies
1 791
906
1 370
254
1 080
Les ELD prévoient des volumes d'investissements hétérogènes mais globalement en hausse pour la période ATRD6. Au global, la hausse totale des demandes des ELD s'élève à + 15,4 % avec une marche 2019-2022 de + 5,2 %. En période ATRD6, les investissements prévisionnels des ELD sont de deux ordres :
Les investissements relevant directement d'obligations réglementaires concernent toutes les ELD et constituent la majorité des montants demandés :
- la sécurisation des réseaux, comme le remplacement de canalisations, le renouvellement de réseaux, l'installation de dispositifs de sécurité ;
- l'intégration des CICM en concession, anticipée conformément au projet de loi dite « 3DS » ;
Les investissements relatifs à l'évolution de l'activité des ELD, notamment dans le contexte de la transition énergétique et de l'ouverture à la concurrence :
- des projets de renouvellement de SI, notamment pour améliorer la gestion des données et de la relation aux clients ainsi qu'aux fournisseurs alternatifs sur leurs territoires (4 ELD) ;
- les raccordements de biométhane, et notamment la construction de canalisations et la fourniture de postes d'injection pour des projets identifiés sur la prochaine période (6 ELD), ou le développement du GNV (R-GDS) ;
- des projets immobiliers (R-GDS).
Il faut noter, par ailleurs, que le projet de déploiement des compteurs intelligents occasionnera aussi des dépenses sur la prochaine période, notamment pour Régaz-Bordeaux et GreenAlp qui achèveront le déploiement industriel de leur projet sur la période, mais également pour les autres ELD qui débuteront leur déploiement (cf. § 3.1.4).
Dans le cas de GreenAlp, l'ELD a présenté dans sa demande tarifaire, une trajectoire d'investissements, nettes de subventions publiques ou privées, de 7,2 M€ au total sur la période, hors investissements déjà incités via le dispositif de régulation incitative des investissements dans le cadre du projet de comptage, soit 1,8 M€/an en moyenne. Cette trajectoire est en hausse par rapport à la période ATRD5 (1,05 M€/an) du fait notamment :
- de dépenses de SI en hausse ;
- d'investissements à réaliser pour permettre le développement du biométhane ;
- d'investissements de sécurité, notamment pour la résorption des canalisations en fontes pour prévenir les risques de corrosion.
La CRE estime que la hausse prévue par GreenAlp est justifiée par des exigences nouvelles sur les réseaux. Néanmoins, dans un contexte marqué par une forte baisse des consommations de gaz sur son périmètre de desserte, la CRE considère que la situation de GreenAlp justifie une vigilance particulière sur le niveau des charges, OPEX comme investissements.
Le plafond d'investissements de GreenAlp retenu par la CRE s'élève à 6,8 M€ sur l'ensemble de la période (soit 1,7 M€/an en moyenne), comprenant :
- les investissements hors-réseaux (0,3 M€/an demandés par GreenAlp), ajustés pour tenir compte notamment des recommandations faites par l'auditeur (- 0,1 M€/an) ;
- les autres investissements (investissements de réseaux), intégrés à hauteur de la demande faite par GreenAlp.
En particulier, la CRE n'ajuste pas les investissements prévisionnels liés à la sécurité des réseaux, qui sont intégrés au plafond d'investissement à hauteur de la demande formulée de GreenAlp.
3.1.3.3. Réduction de la durée d'amortissement des ouvrages de raccordement
Les orientations de politique énergétique transmises à la CRE par courrier du 15 juillet 2019 rappellent que l'atteinte des objectifs de la Stratégie française pour l'énergie et le climat conduira notamment à une réduction progressive de la consommation de gaz. Elles estiment que cette perspective « accroit l'importance d'une maîtrise des coûts afin d'une part de ne pas faire subir aux consommateurs de charges excessives et d'autre part d'éviter à terme un risque de coûts échoués ».
En lien avec ces orientations, GRDF a proposé à la CRE, par courrier du 25 septembre 2019, une réduction de 45 à 30 ans de la durée d'amortissement des branchements et conduites d'immeubles pour les nouveaux investissements et le stock mis en service à compter de 2005, afin de limiter les risques de coûts échoués. Cette durée de 30 ans proposée par GRDF correspond à la durée estimée d'un raccordement au gaz d'un consommateur (équivalent à deux renouvellements de chaudière), la durée d'amortissements des autres actifs restant inchangée.
La réduction de la durée régulatoire d'amortissement implique, toutes choses égales par ailleurs, une augmentation des charges de capital normatives sur la période tarifaire à venir, mais contribue en parallèle à accélérer la diminution de la BAR. Elle est neutre pour le consommateur sur le long terme. En conséquence, la CRE a retenu la proposition de GRDF de réduire leur durée régulatoire d'amortissement de 45 ans à 30 ans.
Considérant que la proposition de GRDF constitue un comportement d'opérateur prudent, la CRE a proposé dans la consultation publique du 7 octobre 2021 d'appliquer cette réduction d'amortissement également pour les ELD. La plupart des contributeurs a accueilli favorablement la proposition de la CRE. Certains contributeurs ont notamment souligné sa contribution à la réduction des coûts échoués à long terme. En revanche, d'autres réponses ont souligné que cette mesure ne devait pas constituer une variable d'ajustement visant à compenser la baisse du CMPC.
Les ouvrages ciblés (ouvrages de raccordement) sont ceux qui constituent les éléments de réseaux (i.e. les parties individuelles) pour lesquels les risques de coûts échoués sont les plus importants (comparativement au cœur de réseau). En conséquence, la CRE retient la réduction de 45 à 30 ans de la durée d'amortissement des branchements et conduites d'immeubles mis en service à compter de 2007 par les ELD. Ce mécanisme entrera en vigueur dès le début de la période ATRD6.
3.1.3.4. Charges de capital normatives
Le tableau ci-dessous présente la trajectoire prévisionnelle de la BAR, hors actifs liés au projet de comptage, des ELD de 2022 à 2025 :
BAR au 01.01.N (k€ courants)
2022
2023
2024
2025
Moyenne 2022-2025
Régaz-Bordeaux
284 206
288 189
292 690
299 894
291 245
R-GDS
224 038
231 107
233 844
234 359
230 837
GreenAlp
31 873
31 866
31 933
32 382
32 014
Vialis
51 518
51 471
51 367
51 249
51 401
Gedia
21 451
21 866
21 829
21 614
21 690
Gaz de Barr
29 852
31 002
31 181
31 070
30 776
Veolia Eau
12 721
12 699
12 783
12 852
12 764
Sorégies
31 769
32 832
32 906
33 383
32 722
Le tableau ci-dessous détaille la trajectoire prévisionnelle des charges de capital normatives (CCN) des ELD de 2022 à 2025 :
CCN (k€ courants)
2022
2023
2024
2025
Moyenne 2022-2025
Régaz-Bordeaux
27 173
27 545
27 937
28 370
27 756
R-GDS
21 734
22 876
23 623
24 238
23 117
GreenAlp
3 081
3 120
3 161
3 224
3 146
Vialis
4 717
4 813
4 920
4 991
4 860
Gedia
2 267
2 336
2 338
2 318
2 315
Gaz de Barr
2 786
2 934
2 999
3 027
2 936
Veolia Eau
1 125
1 149
1 174
1 200
1 162
Sorégies
2 494
2 576
2 655
2 709
2 609
3.1.4. Charges d'exploitation et de capital liées aux projets de comptage évolué des ELD
Régaz-Bordeaux et GreenAlp ont obtenu, le 7 juin 2019, l'approbation des ministres en charge respectivement de l'économie et des finances, et de la transition écologique et solidaire pour le déploiement de leur propre projet de comptage évolué.
Ces deux projets ont préalablement fait l'objet d'une étude technico-économique, pilotée par la CRE, qui a mis en évidence une valeur actuelle nette (VAN) positive à l'échelle de la collectivité, en prenant notamment en compte les gains occasionnés en termes de maîtrise de la demande d'énergie (MDE).
Les vingt autres ELD, qui représentent environ 215 000 consommateurs (dont près de 105 000 consommateurs sur le territoire de R-GDS), soit environ 2 % des consommateurs nationaux, n'ont pas encore engagé de tels projets.
La CRE s'est ainsi intéressée, dès l'étude technico-économique réalisée pour Régaz-Bordeaux et GreenAlp, aux conditions de rentabilité des projets de comptage pour les ELD. L'analyse menée par le consultant a montré qu'un projet de déploiement de moins de 50 000 compteurs évolués exclusivement en gaz ne serait pas rentable même en intégrant la valorisation des gains de MDE. Ces résultats s'expliquent par la part importante des coûts fixes (notamment de développement des systèmes d'information et de gestion de projet) dans ces projets.
Dès lors, la CRE a établi (28), que si chacune des vingt ELD restantes (29) venait à soumettre un projet de comptage évolué individuel sans aucune sorte de mutualisation, il serait probable que l'évaluation conclue à une non-rentabilité du projet, même en considérant les gains de MDE. Dans cette situation, la CRE pourrait ne pas être en mesure de proposer aux ministres d'approuver le déploiement des systèmes de comptage évolué sur leur territoire de desserte.
Estimant qu'une approche mutualisée des projets de déploiement de compteurs évolués pourrait permettre d'améliorer leur rentabilité, notamment s'agissant des coûts fixes supportés par les ELD, la CRE a engagé des travaux avec les ELD afin de préciser le périmètre et les modalités de mise en œuvre d'une telle mutualisation.
Dans ce contexte, le syndicat professionnel des entreprises gazières non nationalisées (SPEGNN) a engagé un chantier visant à proposer à la CRE une stratégie globale de mutualisation, commune à ces dernières. Si ces propositions témoignent d'un effort de mutualisation conséquent entre ELD, certaines des orientations présentées par le SPEGNN à la CRE ont fait apparaître un niveau de mutualisation encore limité. Par conséquent, la CRE a décidé de faire auditer les propositions du SPEGNN par un consultant externe.
Afin de s'assurer que l'ensemble des ELD restantes s'engage dans la démarche de mutualisation envisagée initialement par le SPEGNN, et approfondie grâce aux résultats de l'étude technico-économique, la CRE a présenté, dans sa délibération du 28 mai 2020 (30), ses orientations sur la mutualisation des projets de comptage évolué des ELD de gaz naturel restantes. A cet égard, la CRE a indiqué qu'elle ne proposerait aux ministres d'approuver ces derniers que si les orientations suivantes étaient respectées :
- mutualisation des postes indépendants du système d'information (SI) conformément aux recommandations du consultant à la suite de l'étude technico-économique, pour la plupart en cohérence avec les propositions initiales du SPEGNN ;
- mutualisation des SI spécifiques au comptage sur une plateforme développée par R-GDS, avec possibilité d'adaptation pour les ELD, notamment pour les biénergie, sous réserve que la plateforme alors envisagée soit déjà existante et ne nécessite pas de duplication ou d'adaptation majeure, et que l'ELD qui en fera la demande atteste de la nécessité technique et de la pertinence économique de son choix.
A la suite des travaux portant sur la mutualisation du déploiement des projets de comptage évolué sur le territoire des ELD, R-GDS a été la première des ELD à indiquer à la CRE sa volonté de lancer le déploiement des systèmes de comptage évolué sur son territoire.
Le dossier présenté par R-GDS a confirmé que les pistes de mutualisation ont été suivies par les ELD et intégrées à leurs travaux préparatoires des projets de comptage. En particulier :
- l'achat, via un appel d'offres commun, des compteurs et concentrateurs ;
- la mutualisation des HSM sur les chaines de fabrication des matériels ;
- la mutualisation de la pose externalisée des compteurs à travers un appel d'offres commun.
Compte tenu de ces éléments et après avoir procédé à des ajustements sur certains postes (hypothèses de coûts de matériels, ajustements sur les volumes d'équivalents temps plein mobilisés, coûts relatifs aux concentrateurs, …), la CRE a proposé, par délibération en date du 25 mars 2021 (31), aux ministres chargés de l'énergie et de la consommation d'approuver le lancement du déploiement du projet de comptage évolué de gaz naturel de R-GDS.
Par ailleurs, entre les mois d'avril et mai 2021, la CRE a reçu 13 dossiers de projet de comptage évolué de gaz naturel, dont 5 venant d'ELD disposant d'un tarif spécifique qui sont : Caléo, Gaz de Barr, Gedia, Sorégies et Vialis.
A l'instar des projets de R-GDS, Régaz-Bordeaux et GreenAlp, l'ensemble de ces ELD souhaite déployer des compteurs de type Gazpar et prévoit de se fournir via un appel d'offres commun. La période de déploiement industriel des compteurs évolués des ELD s'étend globalement entre 2023 et 2028.
Concernant la mutualisation du SI, comme suggéré dans la délibération du 28 mai 2020, la CRE constate que les ELD se sont positionnées sur deux plateformes distinctes, à savoir :
- un regroupement d'ELD biénergie, majoritairement situées dans le sud-ouest de la France, autour d'une solution proposée par Régaz-Bordeaux en collaboration avec l'association ELDmetering et dont le principe consiste à adapter la plateforme utilisée pour leurs compteurs évolués d'électricité ;
- un regroupement autour de la plateforme proposée par R-GDS, dont une partie des ELD mutualisent une partie de leur activité SI avec leur infrastructure dédiée à la gestion du comptage évolué en électricité.
A ce stade, la CRE se réjouit du succès de la démarche de mutualisation, menée en étroite collaboration avec le SPEGNN.
Il convient de noter que le dossier déposé par Caléo est à ce stade incomplet, l'ELD n'ayant pas encore arrêté le choix de sa solution SI dédiée au comptage évolué. Ainsi, sa demande relative au projet de comptage évolué sera examinée en même temps que sa demande complète et intégrée dans les travaux tarifaires spécifiques à Caléo, au 1er trimestre 2022.
3.1.4.1. Demandes initiales des ELD
Les ELD ont transmis leur dossier de demande en s'appuyant sur un modèle d'affaires générique transmis par la CRE. Ce modèle mesure la viabilité économique du projet sur une durée de 20 ans. Les coûts de ces projets se décomposent comme suit :
- les coûts d'investissement (CAPEX) sont principalement liés aux coûts d'acquisition et d'installation des matériels, ainsi qu'aux investissements dans le SI comptage ;
- les charges d'exploitation (OPEX) sont principalement liées aux ETP de pilotage du projet, à la supervision du SI et à la maintenance des matériels.
Les principaux paramètres des projets sont présentés dans le tableau ci-dessous.
Chiffres clés sur les projets
      

     de comptage des ELD
Nombre de compteurs
      

     à déployer
Période de déploiement
      

     industriel
CAPEX sur la durée 
      

    du projet [M€]
OPEX sur la durée 
      

    du projet [M€] (32)
Vialis
31 112
2024 - 2028
5,0
3,3
Gedia
13 411
2023 - 2027
2,2
1,9
Gaz de Barr
12 242
2024 - 2028
2,5
2,2
Sorégies
8 908
2024 - 2026
2,3
1,8
3.1.4.2. Ajustements retenus par la CRE
A partir des éléments fournis par les ELD et sur la base de l'analyse du projet de comptage évolué de R-GDS, la CRE a proposé, dans sa consultation publique, d'ajuster les postes suivants :
- le coût unitaire de fourniture de matériels (compteur, concentrateurs, modules radio) ;
- les hypothèses de déploiement et d'exploitation des concentrateurs (taux de panne, hébergement et coûts télécoms des concentrateurs) ;
- les ressources en main-d'œuvre mobilisées pour le pilotage du projet (nombre d'ETP [33]) ;
- les coûts liés au SI spécifique au comptage évolué ;
- le taux d'actualisation utilisé pour l'évaluation économique du projet.
A la suite de la consultation publique, et notamment compte tenu des éléments supplémentaires fournis par les ELD concernées, la CRE procède aux ajustements suivants sur les projets de comptage des ELD :
- adaptation de l'ajustement sur les coûts relatifs au SI spécifique au comptage évolué ;
- réduction de l'ajustement relatif au nombre d'ETP mobilisés pour le pilotage du projet.
Ces adaptations sont présentées dans les paragraphes ci-dessous.
Coûts liés au système d'information spécifique au comptage évolué
Dans sa délibération du 28 mai 2020, la CRE a indiqué qu'elle ne proposerait aux ministres d'approuver les projets de comptage évolué des ELD que si certaines orientations étaient respectées. En particulier, la CRE a indiqué qu'une ELD avait la possibilité de mutualiser les coûts de son SI spécifique au comptage sur une autre plateforme que celle développée par R-GDS dès lors que l'ELD atteste de la nécessité technique et de la pertinence économique de son choix.
La CRE estime que le choix de certaines ELD biénergie d'un regroupement sur une plateforme différente de celle de R-GDS est pertinent compte tenu des nécessités techniques (notamment en lien avec le comptage d'électricité) justifiées par celles-ci. Néanmoins, la CRE constate que ces regroupements sont moins efficients que la solution privilégiée dans sa délibération du 28 mai 2020.
Au stade de la consultation publique, la CRE avait constaté que les charges liées au SI généraient, pour l'ensemble de ces ELD, des coûts unitaires plus élevés que ceux approuvés par la CRE pour le projet de R-GDS. Ces coûts devant faire spécifiquement l'objet d'une mutualisation entre ELD, la CRE a proposé, dans l'attente d'éléments complémentaires, d'aligner les coûts unitaires des SI spécifiques au comptage évolué des ELD sur les coûts de R-GDS.
Depuis, les ELD ont fourni des éléments supplémentaires permettant notamment d'apporter des précisions sur la nature des coûts au périmètre du SI. L'analyse de ces éléments a permis d'identifier que les ELD avaient agrégé dans leur demande les charges relatives au SI comptage et les charges liées à l'interfaçage du SI comptage avec le SI de facturation.
S'agissant du SI comptage, la CRE observe :
- que les niveaux de CAPEX proposés par les ELD sont finalement cohérents avec l'offre sélectionnée par la CRE (offre de R-GDS) ;
- une surévaluation des OPEX SI liés à la chaîne de communication du système (Sorégies) et des OPEX SI associés au stockage et la gestion des données (Gaz de Barr, Gedia et Vialis) : à ce titre, la CRE maintient un ajustement sur ces postes en les alignant sur les coûts retenus pour R-GDS.
S'agissant des charges SI liées à l'interfaçage du SI comptage avec le SI de facturation, la CRE observe que les coûts proposés sont cohérents par rapport aux coûts proposés/validés pour R-GDS, sauf pour Sorégies. La CRE ajuste donc les coûts de Sorégies en cohérence avec les coûts des autres ELD.
Ressources en main-d'œuvre mobilisées pour le pilotage du projet
Dans sa consultation publique, la CRE a constaté que les ELD prévoyaient de mobiliser des volumes d'ETP dédiés au pilotage du projet (MOE-AMOA, chantiers préparatoires et support) relativement plus élevés que pour le projet de R-GDS (environ 1 ETP pour 3 700 compteurs).
A ce titre, la CRE a proposé un ajustement global pour ramener le nombre d'ETP mobilisés pour chaque projet au niveau de R-GDS. Les ELD contestent l'ajustement envisagé par la CRE, et considère notamment qu'un nombre d'ETP incompressibles chez les ELD de plus petite taille est nécessaire pour la mise en œuvre d'un projet de comptage évolué. A cet égard, les ELD ont justifié la nécessité d'1 ETP par année de déploiement.
La CRE estime qu'étant donné l'ampleur d'un projet de comptage évolué à l'échelle des ELD et en particulier celles des plus petites, un minimum d'un ETP par année de déploiement industriel est pertinent.
Ainsi, la CRE décide de revoir son ajustement préliminaire à la baisse concernant les trajectoires demandées par Gaz de Barr, Gedia et Sorégies afin de prévoir un volume global de 5 ETP (pour Gaz de Barr et Gedia) et 4 ETP (pour Sorégies) sur l'ensemble du projet.
3.1.4.3. Synthèse des ajustements sur les coûts des projets de comptage retenus par la CRE
Les ajustements décidés par la CRE sont synthétisés dans le tableau ci-dessous. Ils permettent de réduire les coûts des projets entre 5 et 14 %.
Synthèse des charges 
      

    associées aux projets
Demande coût total
      

     [CAPEX + OPEX - M€]
Ajusté CRE coût total
      

     [CAPEX + OPEX - M€]
Variation Demande/Ajusté CRE [%]
Vialis
8,3
7,5
- 9 %
Gedia
4,1
3,9
- 5 %
Gaz de Barr
4,7
4,3
- 9 %
Sorégies
4,1
3,5
- 14 %
3.1.4.4. Niveaux des charges d'exploitation et de capital associés aux projets de comptage évolué
Ces projets de comptage évolué diffèrent des projets classiques menés par ces ELD, tant par le niveau de leurs coûts que par le niveau élevé des gains attendus. En effet, le déploiement d'un système de comptage évolué entraînera, d'une part, des niveaux d'investissements supplémentaires importants ainsi que des investissements évités et, d'autre part, des charges d'exploitation supplémentaires et évitées.
La CRE a pris une délibération en date du 27 janvier 2022 pour proposer aux ministres d'approuver les projets de comptage des ELD présentés ci-dessus (34), en intégrant les ajustements finaux sur les modèles d'affaires qui lui ont été soumis.
Dans le cas d'une décision favorable des ministres concernant la mise en œuvre de ces projets, la CRE considère que les tarifs ATRD6 des ELD concernées doivent couvrir les coûts liés au déploiement de leur système de comptage évolué, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace, et doivent tenir compte des économies réalisées du fait de leur mise en œuvre.
Afin de donner de la visibilité aux acteurs, la CRE anticipe la prise en compte des coûts des projets de comptage évolué dans la définition de leur tarif ATRD6 respectif. Ces tarifs sont ainsi définis en prenant en compte les trajectoires de coûts et d'économies présentées ci-dessus liées aux projets de comptage évolué des ELD.
En l'absence de décision favorable des ministres sur le déploiement d'un système de comptage évolué, qui interviendrait après la délibération de la CRE portant décision sur les prochains tarifs ATRD des ELD, le mécanisme de CRCP reprendra l'excédent tarifaire perçu par les ELD.
Ainsi, les charges relatives aux projets de comptage évolué qui seront effectivement retenues pour le calcul du CRCP seront définies par une délibération de la CRE qui sera prise en cas de décision favorable des ministres.
Les charges liées aux projets de comptage évolué que la CRE retient dans les trajectoires tarifaires des ELD qui prévoient de débuter le déploiement de leur projet de comptage évolué sur la période du tarif ATRD6 des ELD sont les suivantes :
Charges de comptage envisagées (moyenne annuelle ATRD6 en k€courants)
BAR comptage
CCN
dont CCN supplémentaires
dont couverture des coûts échoués
dont CCN évitées
CNE
dont CNE supplémentaires
dont CNE évitées
R-GDS
4 731
920
768
207
-55
490
781
- 291
Vialis
1 239
227
203
34
-11
108
160
- 52
Gedia
775
165
130
52
-17
95
128
- 33
Gaz de Barr
753
129
118
16
-5
96
122
- 26
Sorégies
523
118
102
27
-10
60
78
- 19
Par ailleurs, Régaz-Bordeaux et GreenAlp, dont le déploiement des projets de comptage a déjà débuté et devrait s'achever sur la période du tarif ATRD6 des ELD, supporteront également des charges relatives à ce déploiement. A ce titre, la demande tarifaire adressée par ces deux ELD à la CRE incluait des charges spécifiques au déploiement de leur projet de comptage évolué.
Dans les deux cas, les demandes de CNE associées au projet de comptage ont été examinées par l'auditeur dans le cadre de l'audit OPEX. L'analyse a conduit à :
- actualiser l'inflation sous-jacente à la trajectoire prévisionnelle de Régaz-Bordeaux, qui avait reproduit les trajectoires prévisionnelles du modèle d'affaires mis à jour par la CRE en 2020, pour tenir compte du décalage du projet. L'ajustement associé à cette actualisation représente - 8 k€/an sur la période du tarif ATRD6 des ELD ;
- réintégrer à la trajectoire prévisionnelle de GreenAlp des niveaux de coûts évités plus cohérents avec les niveaux du modèle d'affaires mis à jour par la CRE en 2020, alors que l'opérateur avait formulé des hypothèses de coûts évités très basses. L'ajustement associé représente - 125 k€/an sur la période du tarif ATRD6 des ELD.
La CRE décide donc de retenir les ajustements préconisés par l'auditeur et présentés dans la consultation publique sur les CNE comptage. Concernant les charges de capital, qui sont couvertes au CRCP et font l'objet d'un dispositif de régulation incitative ad hoc, la CRE décide de retenir les prévisions des opérateurs. Ainsi, les charges à couvrir pour Régaz-Bordeaux et GreenAlp au titre du comptage évolué sur la période du tarif ATRD6 des ELD sont les suivantes :
Moyenne annuelle 2022-2025 en k€ courants /an
BAR comptage
CCN
dont CCN supplémentaires
dont couverture des coûts échoués
dont CCN évitées
CNE
dont CNE supplémentaires
dont CNE évitées
Régaz-Bordeaux
13 269
2 017
1 829
476
-288
177
783
- 606
GreenAlp
2 663
568
391
263
-85
168
316
- 149
3.1.5. Solde prévisionnel de CRCP de fin de période ATRD5
Dans leur dossier de demande tarifaire, seuls Régaz-Bordeaux et R-GDS ont inclus à leur demande d'évolution tarifaire au 1er juillet 2022 une estimation de leur solde de CRCP prévisionnel en début de période ATRD6, soit au 1er octobre 2021. Régaz-Bordeaux et R-GDS ont envoyé une actualisation de leurs recettes et de leur revenu autorisé provenant de leur meilleure estimation à date pour leurs comptes se clôturant le 30 septembre 2021. De plus, au regard du solde de CRCP fortement négatif de R-GDS, la CRE a ajouté au calcul du revenu autorisé de R-GDS le bonus de 827 k€ issu de la régulation incitative du développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz. Les autres ELD n'ont, elles, pas fourni d'estimation de leur solde résiduel de CRCP au titre de la période ATRD5.
Lors de la consultation publique, la CRE avait proposé un apurement sur plusieurs périodes tarifaires, voire une annulation du solde de CRCP de GreenAlp. Une partie des acteurs répondants à la consultation publique est favorable à la suppression du CRCP résiduel car elle permet de préserver le pouvoir d'achat des consommateurs, et est liée à une situation particulière sur le territoire de Grenoble. Néanmoins, une majorité des acteurs est défavorable à cette proposition car les investissements de GreenAlp répondent à des impératifs réglementaires et de sécurité du réseau, et que l'annulation de l'apurement du CRCP compromet la capacité de GreenAlp à les mener.
Les acteurs ne sont pas non plus favorables à l'allongement de la période d'apurement, car l'allongement du remboursement du solde ferait porter par les consommateurs futurs un manque à gagner créé dans le passé. La CRE comprend ces arguments et décide d'appliquer les mêmes règles d'apurement du solde de CRCP d'ATRD5 à GreenAlp qu'aux autres ELD.
Ainsi, la CRE retient :
- pour Régaz-Bordeaux et R-GDS : les estimations du solde de sortie du CRCP transmises par les opérateurs suite à la clôture de leurs comptes au 30 septembre 2021 ;
- pour les autres ELD : les valeurs de solde de CRCP issues des derniers travaux de mise à jour annuelle des tarifs ATRD5 des ELD, qui ont eu lieu en mai 2021.
Les soldes du CRCP au titre de la période ATRD5 à prendre en compte dans le calcul du revenu autorisé sont les suivants (un montant positif vient augmenter le revenu autorisé, car il doit être restitué à l'ELD par les consommateurs, un montant négatif vient diminuer le revenu autorisé et doit être repris à l'ELD et restitué aux consommateurs) :
(en k€ courants)
Solde total du CRCP ATRD5 au 1 er janvier 2022 (*1er octobre 2021)
Régaz-Bordeaux*
-3 359
R-GDS*
-12 588
GreenAlp
+2 464
Vialis
+662
Gedia
+99
Gaz de Barr*
-187
Veolia Eau
-296
Sorégies
-602
Ces soldes du CRCP de la période tarifaire ATRD5 seront apurés sur une période de quatre ans, avec des annuités constantes avec un taux d'intérêt égal à 1,7 %, correspondant au taux sans risque nominal s'appliquant annuellement.
Cet apurement se traduit par les annuités suivantes à couvrir par les tarifs ATRD6 :
(en k€ courants)
Apurement du solde total du CRCP des tarifs ATRD5 (annuités)
Régaz-Bordeaux
-861
R-GDS
-3 227
GreenAlp
+632
Vialis
+170
Gedia
+25
Gaz de Barr
-49
Veolia Eau
-76
Sorégies
-154
Un résultat positif, respectivement négatif, se traduit par une augmentation, respectivement une diminution, des charges à couvrir par le tarif.
3.1.6. Revenu autorisé sur la période tarifaire 2022-2025
Le revenu autorisé de chaque ELD pour la période 2022-2025 est défini comme la somme des éléments suivants :
- les charges nettes d'exploitation (cf. § 3.1.2.4) ;
- les charges de capital (cf. § 3.1.3.4) ;
- les charges d'exploitation et de capital liées aux projets de comptage évolué des ELD (cf. § 3.1.4) ;
- l'apurement du solde du CRCP calculé au 1er jour de l'année comptable (cf. § 3.1.7).
A l'issue de l'examen par la CRE des demandes tarifaires des ELD, les charges à couvrir sur la période tarifaire ATRD6 évoluent de la manière suivante (hors solde de CRCP) :
ELD
Evolution des charges annuelles moyennes à couvrir 
      

    entre la période 2022-2025 et le réalisé 2018-2020
Toutes charges comprises
Hors charges associées aux projets 
      

    de comptage évolué
Régaz-Bordeaux
+ 5%
+ 2%
R-GDS
+ 11%
+ 8%
GreenAlp
+ 15%
+ 9%
Vialis
+ 9%
+ 5%
Gedia
+ 14%
+ 8%
Gaz de Barr
+ 13%
+ 9%
Veolia Eau
+ 9%
+ 9%
Sorégies
+ 7%
+ 1%
Le tableau ci-dessous synthétise le revenu autorisé des ELD pour la période ATRD6.
Revenus autorisés des ELD sur la période tarifaire 2022-2025
En k€ courants/an 
      

    sur la période ATRD6
CNE
CCN
Charges comptage
Apurement CRCP
Revenu autorisé
Régaz-Bordeaux
30 018
27 756
2 194
-861
59 107
R-GDS
21 097
23 117
1 410
-3 227
42 398
GreenAlp
8 237
3 146
736
632
12 751
Vialis
4 827
4 860
335
170
10 192
Gedia
3 222
2 315
260
25
5 822
Gaz de Barr
2 691
2 936
225
-49
5 802
Veolia Eau
1 985
1 162
0
-76
3 071
Sorégies
762
2 609
178
-154
3 395
3.2. Hypothèses de quantités de gaz distribuées et de nombre de consommateurs desservis
3.2.1. Evolutions constatées sur la période couverte par le tarif ATRD5
Le bilan des évolutions de volumes acheminés et de nombre de consommateurs desservis par les ELD sur la période tarifaire 2018-2021 est présenté dans le tableau ci-dessous :
2018
2019
2020
2021
Prév. ATRD5
Réalisé
Prév. ATRD5
Réalisé
Prév. ATRD5
Réalisé
Prév. ATRD5
Estimé
Régaz-Bordeaux
Nombre de consommateurs
217 319
221 322
217 779
224 854
217 938
226 783
218 098
228 044
Consommation corrigée du climat (GWh)
4 144
4 037
4 097
4 016
4 051
4 193
4 004
3 916
R-GDS
Nombre de consommateurs
104 756
105 896
103 894
106 025
103 031
106 125
102 169
105 566
Consommation corrigée du climat (GWh)
4 541
4 871
4 209
4 833
4 150
4 596
4 092
4 864
GreenAlp
Nombre de consommateurs
39 548
39 580
38 810
38 794
38 096
38 124
37 402
37 044
Consommation corrigée du climat (GWh)
613
555
624
517
636
528
647
463
Vialis
Nombre de consommateurs
30 595
30 680
30 698
30 617
30 801
30 531
30 904
30 682
Consommation corrigée du climat (GWh)
821
826
825
827
830
820
834
813
Gedia
Nombre de consommateurs
13 251
13 306
13 251
13 127
13 251
13 099
13 253
12 964
Consommation corrigée du climat (GWh)
391
391
389
389
387
387
386
383
Gaz de Barr
Nombre de consommateurs
12 025
12 051
12 137
12 220
12 252
12 355
12 370
12 523
Consommation corrigée du climat (GWh)
521
546
516
541
514
528
515
515
Veolia Eau
Nombre de consommateurs
7 872
8 028
7 878
8 128
7 882
8 076
7 886
8 118
Consommation corrigée du climat (GWh)
280
329
291
286
288
261
285
280
Sorégies
Nombre de consommateurs
7 672
7 877
7 969
8 069
8 175
8 131
8 364
8 271
Consommation corrigée du climat (GWh)
198
219
210
261
215
224
217
226
Concernant l'évolution du nombre de consommateurs, les trajectoires sont en moyenne supérieures aux prévisions du tarif ATRD5 pour l'ensemble des ELD, à l'exception de Gedia et de Vialis. Les ELD expliquent cette différence par :
- la règlementation RT2012 qui a favorisé l'installation de chaudière gaz dans le secteur résidentiel ;
- la dynamique immobilière, notamment pour certaines ELD telles que Régaz-Bordeaux et R-GDS.
Une majorité des ELD indique toutefois que la concurrence des réseaux de chaleur a un effet non négligeable à la baisse sur le nombre de consommateurs.
Au niveau des volumes acheminés, les trajectoires par rapport aux prévisions du tarif ATRD5 sont assez variables en fonction des ELD et sont liées à l'évolution du nombre de clients. Toutefois, l'ensemble des ELD s'accorde sur une baisse des consommations individuelles liées aux mesures d'efficacité énergétique mises en œuvre dans les secteurs résidentiels, tertiaires et industriels.
3.2.2. Demandes des ELD
Les trajectoires d'évolutions prévues par les ELD sont présentées dans les tableaux ci-dessous.
Nombre de clients
Evolution 
      

    2013-2018
Evolution 
      

    2018-2022
Evolution 
      

    2022-2025
Nombre de clients moyen sur la période 2022 -2025
Régaz-Bordeaux
+ 5,8 %
+ 3,2 %
- 1,0 %
226 461
R-GDS
- 2,6 %
- 2,4 %
- 5,8 %
100 350
GreenAlp
- 7,2 %
- 5,2 %
- 9,6 %
35 702
Vialis
- 0,1 %
+ 0,3 %
- 0,1 %
30 767
Gedia
- 0,4 %
- 3,4 %
- 1,5 %
12 753
Gaz de Barr
+ 6,7 %
+ 4,9 %
+ 1,8 %
12 770
Veolia Eau
+ 2,9 %
+ 1,6 %
- 1,5 %
8 121
Sorégies
+ 27,2 %
+ 6,8 %
+ 1,1 %
8 516
Consommation GWh
Evolution 
      

    2013-2018
Evolution 
      

    2018-2022
Evolution
      

     2022-2025
Consommation moyenne 2022 - 2025
Régaz-Bordeaux
- 2,2 %
- 4,1 %
- 3,5 %
3 803
R-GDS
+ 1,9 %
- 3,0 %
- 8,7 %
4 522
GreenAlp
- 27,9 %
- 19,7 %
- 14,8 %
413
Vialis
- 2,1 %
- 2,1 %
- 2,4 %
799
Gedia
- 6,9 %
- 3,9 %
+ 1,2 %
378
Gaz de Barr
+ 1,3 %
- 1,2 %
0,0 %
539
Veolia Eau
+ 14,5 %
- 16,9 %
- 11,4 %
261
Sorégies
+ 15,3 %
+ 9,1 %
+ 9,9 %
256
3.2.3. Analyse de la CRE
La CRE est particulièrement attentive à la construction des trajectoires du nombre de clients ainsi que de la consommation qui en découle. En effet, les écarts de trajectoires peuvent entraîner des soldes de CRCP importants pouvant notamment se répercuter lors des changements de période tarifaire. Ainsi, afin de s'assurer de la cohérence des scénarios retenus par les opérateurs, la CRE a demandé à chaque ELD d'expliciter la méthode et les hypothèses de construction de ces trajectoires.
La CRE constate que la construction de trajectoires de clients par les ELD est cohérente avec le contexte local et national anticipé pour la période tarifaire ATRD6 et a été justifiée de manière satisfaisante par les opérateurs. Concernant les trajectoires de quantités acheminées, les méthodes ont été expliquées par les opérateurs à la CRE. Celles-ci reposent en très large majorité sur les trajectoires de consommateurs auxquelles des consommations unitaires ont été appliquées. Cette méthode est jugée cohérente par la CRE. Pour les méthodes qui diffèreraient de ce modèle, elles reposent sur des principes statiques basés sur l'historique. A la suite des échanges avec les ELD concernées, la CRE considère que le niveau de précision des deux méthodologies identifiées est équivalent.
Dans la consultation publique, une grande majorité de répondants ne se sont pas prononcés sur cette question. Certaines réponses ont également souligné que les trajectoires étaient construites en cohérence avec le contexte actuel. D'autres réponses ont estimé qu'il fallait revoir les trajectoires clients en cohérence avec la réduction des budgets de développement proposés dans la consultation publique.
En conséquence de la consultation publique et de ses analyses, la CRE retient les trajectoires prévisionnelles des ELD s'agissant de l'évolution des consommations et de celle du nombre de consommateurs sur la période 2022-2025.
3.3. Trajectoire d'évolution du tarif d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel des ELD
Dans leur dossier tarifaire respectif, les ELD ont formulé leur demande d'évolution tarifaire avec une première marche tarifaire au 1er juillet 2022, puis en suivant le niveau de l'inflation. Dans la consultation publique, la CRE avait présenté les évolutions tarifaires, comme pour l'ensemble des autres opérateurs, sous la forme d'un pourcentage d'évolution unique pour l'ensemble des quatre années de la période tarifaire. Les ELD ont critiqué ce lissage tarifaire considérant qu'il entraîne un écart entre le niveau des recettes et le niveau du revenu autorisé en fin de tarif.
La CRE a dès lors étudié une solution alternative au lissage tarifaire, pour réduire l'écart signalé par les ELD tout en évitant des changements de signe des évolutions tarifaires. Elle retient donc une marche initiale suivie d'une évolution lissée sur les trois autres années du tarif.
La marche initiale et le facteur X à prendre en compte dans la formule d'évolution annuelle présentée au paragraphe 2.2.2 sont les suivants :
Facteurs d'évolution annuels et facteurs d'évolution initiaux retenus pour la période ATRD6
Marche initiale (dont inflation)
Facteur d'évolution annuel (X)
Régaz-Bordeaux
- 4,0 %
- 1,3 %
R-GDS
- 4,1 %
- 1,3 %
GreenAlp
+ 40,0 %
+ 7,3 %
Vialis
- 8,6 %
- 1,3 %
Gedia
+ 11,1 %
+ 0,0 %
Gaz de Barr
+ 1,6 %
+ 0,0 %
Veolia Eau
+ 3,4 %
+ 0,0 %
Sorégies
- 0,2 %
- 1,3 %
4. Tarif d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel des ELD, applicable au 1er juillet 2022
4.1. Règles tarifaires
Les règles et la structure tarifaires prévues pour l'application du tarif ATRD péréqué de GRDF, s'appliquent également aux tarifs ATRD péréqués des ELD. Ces règles et cette structure sont actuellement définies dans la délibération de la CRE du 23 janvier 2020 (35). Le détail de ces règles tarifaires est repris dans l'annexe 1, et porte sur les points suivants :
- définitions (Annexe 1 - § 1.) ;
- prestations couvertes par les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel (Annexe 1 - § 2.) ;
- structure et choix des options tarifaires (Annexe 1 - § 3.) ;
- mode de relève d'un point de livraison (Annexe 1 - § 4.) ;
- souscriptions mensuelles ou quotidiennes de capacité journalière (Annexe 1 - § 5.) ;
- modification du niveau de souscription annuelle pour un point de livraison (Annexe 1 - § 6.) ;
- pénalités pour dépassement de capacité journalière souscrite (Annexe 1 - § 7.) ;
- regroupement de points de livraison (Annexe 1 - § 8.) ;
- alimentation d'un point de livraison par plusieurs fournisseurs (Annexe 1 - § 9.) ;
4.2. Grilles tarifaires d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel des ELD
Le tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des ELD est péréqué à l'intérieur de la zone de desserte de chaque ELD, à l'exception des nouveaux réseaux publics de distribution mentionnés à l'article L. 432-6 du code de l'énergie.
Le tarif défini ci-dessous est conçu pour s'appliquer pour une durée d'environ quatre ans à compter du 1er juillet 2022, avec un ajustement mécanique au 1er juillet de chaque année.
Pour les consommateurs, le tarif s'applique par point de livraison. Les montants dus pour chaque point de livraison, pour les clients d'un fournisseur, s'additionnent dans la facture mensuelle transmise à ce fournisseur. Pour les producteurs, le terme tarifaire d'injection s'applique par poste d'injection.
4.2.1. Grilles tarifaires pour les consommateurs (hors terme Rf)
4.2.1.1. Définition des grilles tarifaires applicables au 1er juillet de chaque année N
En application du principe d'homothétie tarifaire (cf. § 2.2.2), les grilles tarifaires applicables chaque année du tarif sont généralement calculées à partir de la grille de GRDF en vigueur au 1er juillet de l'année N, multipliée par le coefficient de niveau (coefficient NIV) en vigueur au 1er juillet de l'année N :
GrilleELD au 1er juillet N = Grille GRDF au 1er juillet N × NIVELD au 1er juillet N
Cette règle est applicable pour les options tarifaires T1, T2, T3 et T4, ainsi que pour les options tarifaires TP de l'ensemble des ELD, à l'exception de R-GDS et Veolia Eau.
Une exception est faite pour les options TP de R-GDS et Veolia Eau, dont la structure est très différente de celle de GRDF. Pour les options TP de ces deux ELD, la grille tarifaire applicable chaque année du tarif est calculée à partir de la grille de référence de l'année N, multipliée par le coefficient de niveau (coefficient NIV) en vigueur au 1er juillet de l'année N :
GrilleTP au 1er juillet N = GrilleTP de référence au 1er juillet N * NIVELD au 1er juillet N
4.2.1.2. Définition du coefficient NIV applicable au 1er juillet de chaque année N
La présente délibération initialise les coefficients de niveau des ELD pour la période ATRD6, afin de tenir compte de l'évolution tarifaire des ELD qui résulte des charges et recettes prévisionnelles sur la période du tarif ATRD6 (cf. § 3.3).
Les coefficients de niveau initiaux (NIVINIT) sont les suivants :
ELD
NIVINIT
Régaz-Bordeaux
1,0792
R-GDS
1,1108
GreenAlp
1,7538
Vialis
1,1082
Gedia
1,4061
Gaz de Barr
1,1327
Veolia Eau
1,1209
Sorégies
1,3071
A partir du 1er juillet 2022, les coefficients de niveau évoluent chaque année.
Evolution des coefficients de niveau NIV des ELD au 1er juillet 2022
L'évolution du tarif péréqué de GRDF au 1er juillet 2022 conduira à une évolution des coefficients de niveau NIV01/07/2022 des ELD au 1er juillet 2022 inverse à cette évolution du tarif péréqué de GRDF au 1er juillet 2022, selon la formule suivante :
Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible en bas de page
Avec :
- NIV01/07/22 est le coefficient de niveau de l'ELD au 1er juillet 2022, arrondi à 0,0001 près ;
- NIVinit est le coefficient de niveau initial fixé par la présente délibération ;
- 
      
Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible en bas de page

     est l'évolution en niveau du tarif péréqué de GRDF au 1er juillet de l'année 2022.
Formule d'évolution annuelle des coefficients de niveau NIV des ELD à compter du 1er juillet 2023
A compter du 1er juillet 2023, les coefficients de niveau évoluent selon les modalités définies au paragraphe 2.2.2.
4.2.1.3. Grilles de référence : exception pour les options TP de R-GDS et Veolia Eau
Chaque année, les grilles de référence pour les options TP de R-GDS et Veolia Eau évoquées au paragraphe 4.2.1.1 correspondent à une grille de référence initiale, identique à la grille en vigueur au 1er juillet 2021, corrigée chaque année de l'évolution cumulée du tarif de GRDF entre le 1er juillet 2021 et le 1er juillet de l'année N.
Les grilles de référence initiales des options TP à compter du 1er juillet 2022 et pour toute la durée du tarif ATRD6, sont les suivantes :
- La grille de référence initiale de l'option tarif de proximité de R-GDS est la suivante :
Option tarifaire
Abonnement annuel Hors Rf (en €)
Terme de souscription annuelle de capacité journalière (en €/MWh/j)
Terme annuel à la distance (en €/mètre)
TP
24 280,22
48,47
89,77
- La grille de référence initiale de l'option tarif de proximité de Veolia Eau est la suivante :
Option tarifaire
Abonnement annuel Hors Rf (en €)
Terme de souscription annuelle de capacité journalière (en €/MWh/j)
Terme annuel à la distance (en €/mètre)
TP
22 082,28
61,56
40,20
4.2.2. Terme Rf
Chaque année, le terme Rf est identique au terme Rf en vigueur pour GRDF. Ce dernier évolue selon les modalités prévues par la délibération de la CRE n° 2017-238 du 26 octobre 2017 (36), associées à une évolution à l'inflation.
4.2.3. Grille applicable aux producteurs de biométhane
Chaque année, les termes tarifaires d'injection applicables aux producteurs de biométhane sont identiques à ceux en vigueur pour GRDF. Aucune évolution n'est prévue pour ces termes tarifaires, qui sont chaque année les suivants :
Niveau
Terme tarifaire d'injection
(€/MWh)
Niveau 3
0,7
Niveau 2
0,4
Niveau 1
0
Le terme tarifaire d'injection de biométhane introduit dans le tarif ATRD6 est fondé sur la définition de trois niveaux de terme d'injection, afin de différencier le montant payé par les producteurs en fonction des coûts engendrés par leur choix de localisation (cf. Annexe 1 §3).
Décision de la CRE
La CRE fixe le tarif péréqué d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des entreprises locales de distribution (ELD) de gaz à compter du 1er juillet 2022, selon la méthode et les paramètres exposés dans la présente délibération.
La CRE fixe, notamment :
- le cadre de régulation tarifaire et les paramètres de la régulation incitative applicables aux ELD de gaz naturel pour une durée d'environ 4 ans (partie 2) ;
- la trajectoire des charges d'exploitation, le CMPC (4,02 %) et l'évolution prévisionnelle du tarif (partie 3) ;
- les termes tarifaires applicables à partir du 1er juillet 2022 (partie 4).
Le Conseil supérieur de l'énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision, a rendu son avis le 20 janvier 2022.
La présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française.