b) Evolutions des charges sociales et fiscales entrées en vigueur en 2012.
 Les évolutions d'ordre social et fiscal intervenues au cours de la période tarifaire ATRD3 génèrent des surcoûts significatifs dès l'année 2012 pour les ELD, découlant d'une augmentation de taxes, de charges sociales et des impôts qu'elles supportent.
 Les principales évolutions d'ordre social sont les suivantes :
 ― l'augmentation de taux des cotisations maladie et l'élargissement de leur assiette de calcul ;
 ― l'élargissement de l'assiette de calcul du Fond national d'aides au logement (FNAL) ;
 ― le passage du taux de Régime supplémentaire de retraite (RSR) de 1 à 2 % au 1er janvier 2012.
 La seule évolution d'ordre fiscal relève de la mise place de la contribution économique territoriale (CET), qui génère globalement une hausse des impôts des ELD.
 La CRE a pris en compte les prévisions des ELD intégrant ces évolutions.
 c) Dépenses supplémentaires de promotion de l'usage du gaz et dépenses de communication.
 La plupart des tarifs ATRD3 des ELD prévoyaient la couverture de dépenses liées à la densification de leur réseau (dépenses dites de « promotion de l'usage du gaz »), à hauteur du niveau accepté pour GrDF dans son tarif ATRD3, soit 2 % des charges nettes d'exploitation. Ces actions (aides financières au développement destinées aux promoteurs et constructeurs de maisons individuelles, actions d'animation de la filière gaz, recherche et développement), en favorisant l'acquisition de nouveaux clients sur les réseaux de distribution existants, et dans la mesure où l'essentiel des coûts supportés par les ELD sont des coûts fixes, contribuent à diminuer le coût moyen d'acheminement pour l'ensemble des consommateurs.
 Les budgets couverts par les tarifs ATRD3 ont été entièrement dépensés pour la majorité des ELD, voire même dépassés pour certaines d'entre elles.
 Toutes les ELD demandent le maintien de la couverture par leur prochain tarif ATRD4 des dépenses de densification de leur réseau, dont la plupart sont en hausse par rapport au niveau couvert dans les tarifs ATRD3. Elles demandent, en outre, la couverture de dépenses de communication plus générale (publicité, mécénat, sécurité, marketing, etc.), dont certaines peuvent relever de la promotion de l'usage du gaz.
 La CRE a analysé en détail les demandes des ELD liées aux actions de promotion de l'usage du gaz naturel au regard, d'une part, des trajectoires prévisionnelles de nombre de clients raccordés et de quantités de gaz acheminées sur la période 2013-2016 communiquées par les opérateurs et, d'autre part, du bilan des actions menées sur la période tarifaire actuelle.
 Dans le cadre de la première consultation publique sur les tarifs ATRD4 des ELD menée par la CRE fin 2012-début 2013, une majorité de fournisseurs se sont prononcés en faveur d'une poursuite de ces actions par les ELD, sous réserve qu'un suivi plus précis des actions ainsi qu'un mécanisme incitant les opérateurs à atteindre les objectifs attendus de ces actions soient mis en place.
 La plupart des ELD dont l'activité de GRD n'est pas séparée juridiquement de l'activité de fourniture ont des difficultés à clairement identifier les dépenses liées aux actions de promotion de l'usage du gaz de celles relevant d'une communication plus générale qui pourrait bénéficier à leur activité de fourniture.
 Par ailleurs, la CRE estime que les actions de communication engagées par GrDF dans le cadre de la promotion de l'usage du gaz bénéficieront à l'ensemble des ELD.
 En conséquence, la présente délibération tarifaire prévoit le maintien du principe de couverture de dépenses en faveur de la densification des réseaux introduit dans les tarifs ATRD3 ainsi que la couverture des dépenses de communication générale selon les modalités suivantes :
 ― pour les ELD dont l'activité de distribution est séparée juridiquement de l'activité de fourniture (Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Veolia Eau) : couverture des dépenses liées à la promotion de l'usage du gaz (y compris la communication liée à la promotion de l'usage du gaz) dans la limite du niveau accepté pour GrDF dans son tarif ATRD4, soit 3 % de ses charges nettes d'exploitation, et couverture de la totalité des dépenses de communication générale (hors communication liée à la promotion de l'usage du gaz) ;
 ― pour les cinq autres ELD : couverture des dépenses totales liées à la promotion de l'usage du gaz et de communication générale dans la limite de 3,5 % de leurs charges nettes d'exploitation (3 % au titre des actions de promotion de l'usage du gaz et 0,5 % au titre des actions de communication générale) correspondant à la moyenne constatée pour ces ELD.
 Conformément à ces principes, la CRE a réévalué, sur l'ensemble de la période tarifaire, les trajectoires de charges relatives à la promotion de l'usage du gaz et à la communication pour Réseau GDS et Caléo des montants suivants :
EN k€ COURANTS
2013
2014
2015
2016
Réseau GDS
― 251
― 255
― 208
― 212
Caléo
― 13
― 14
― 14
― 14
 La prise en compte de ces dépenses est assortie de la mise en place d'un mécanisme de régulation incitant les huit ELD disposant d'un tarif spécifique à atteindre les résultats attendus des actions de promotion de l'usage du gaz qu'elles engageront (cf. paragraphe C.2).
 Les ELD présenteront aux acteurs de marché, dans le cadre du GTG, l'état d'avancement des plans d'actions mis en œuvre dans ce domaine, ainsi que le bilan des actions qui auront été menées.
 d) Dépenses et recettes liées aux injections de biométhane.
 L'exposé des motifs de la proposition tarifaire de la CRE du 2 avril 2009 relative à l'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel prévoyait que « Les gestionnaires de réseaux de distribution pourront proposer à titre expérimental et transitoire la mise en place d'une prestation technique d'injection. La CRE proposera ultérieurement un dispositif tarifaire pour l'injection de biogaz sur les réseaux de distribution, prenant en compte les conclusions du groupe de travail évoqué ci-dessus, lorsqu'elles seront connues ».
 A ce stade, aucun projet d'injection de biométhane n'a encore vu le jour sur les réseaux des ELD. Sur la période tarifaire à venir, Réseau GDS est la seule ELD à avoir intégré dans sa demande tarifaire des investissements liés à des projets d'injection de biométhane. L'opérateur considère que deux projets devraient aboutir d'ici à 2016, l'investissement nécessaire à la mise en place des deux postes d'injection s'élevant en 2014 à 592 k€ en euros courants. Le montant des recettes prévisionnelles de location pour chaque poste d'injection pour Réseau GDS est estimé par l'opérateur à 70 k€ par an à compter de 2014.
 La CRE intégrera dans le catalogue de prestations de Réseau GDS des prestations relatives aux projets d'injection de biométhane sur son réseau. La CRE vérifiera que les prix de ces prestations correspondent aux coûts liés aux injections de biométhane, de façon à garantir la neutralité pour le tarif.
 e) Production immobilisée.
 Les ressources internes des ELD affectées aux investissements concernent principalement une part main-d'œuvre ainsi que les achats de matériel. Sur la période 2013-2016, les trajectoires prévisionnelles de production immobilisée des ELD résultent, d'une part, de leurs programmes d'investissement prévisionnel et, d'autre part, des hypothèses de taux d'affectation du personnel de chaque ELD à ses investissements.
 La CRE a constaté que les hypothèses de production immobilisée proposées par certaines ELD pour la période 2013-2016 n'étaient pas cohérentes avec les niveaux d'affectation des charges de personnel aux investissements constatés sur la période ATRD3. Pour ces ELD, la CRE a révisé en conséquence les hypothèses de production immobilisée prises en compte dans la trajectoire des charges nettes d'exploitation sur la période 2013-2016.
 Les montants des ajustements retenus par la CRE sont les suivantes :
EN k€ COURANTS
2013
2014
2015
2016
Réseau GDS
― 77
― 78
― 80
― 81
GEG
― 45
0
0
0
Gédia
― 146
― 152
― 158
― 165
Caléo
― 14
― 16
― 16
― 17
 f) Autres postes de charges.
 A la suite de l'audit externe des charges d'exploitation des ELD et des analyses menées par la CRE, certains postes (notamment les postes « Achats stockés », « Achats de matériel et équipements et achats de matières non stockées », « Prestations externes », « Recettes extratarifaires », « Redevances » et « Travaux pour tiers ») ont été revus à la baisse à hauteur des montants suivants :
EN k€ COURANTS
2013
2014
2015
2016
Régaz-Bordeaux
― 1 438
― 1 522
― 1 557
― 1 597
Réseau GDS
― 1 571
― 1 603
― 1 372
― 1 215
GEG
+ 625
+ 846
+ 887
+ 928
Vialis
― 200
― 80
+ 43
+175
Gédia
― 112
― 113
― 117
― 118
Caléo
― 511
― 485
― 487
― 478
Gaz de Barr
― 49
― 117
― 49
― 118
Veolia Eau
+ 5
+ 13
+ 13
+14
1.3. Efforts de productivité et trajectoires prévisionnelles des charges nettes
d'exploitation sur la période 2013-2016
 L'article L. 452-3 du code de l'énergie énonce que les délibérations de la CRE sur les tarifs d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel « [...] peuvent 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 recherche d'efforts de productivité. »
 La CRE a analysé en détail les trajectoires d'évolution des charges d'exploitation des ELD, en s'appuyant notamment sur les résultats d'une étude comparative de ces charges confiée à un consultant externe. La CRE a décidé de réviser ces trajectoires en incluant un effort de productivité supplémentaire pour chaque ELD. Pour définir ces efforts de productivité, la CRE s'est appuyée sur :
 ― l'analyse sur la période du tarif ATRD3 des écarts pour chaque ELD entre la trajectoire des charges d'exploitation constatée et celle prévue par le tarif ;
 ― l'analyse sur la période du tarif ATRD4 des trajectoires demandées par les ELD et des éléments justificatifs fournis ;
 ― une étude comparative des charges d'exploitation des ELD analysant la position respective de chaque ELD en fonction de plusieurs inducteurs de coûts : volumes de gaz acheminés, nombre de kilomètres de réseaux exploités et nombre de clients desservis ;
 ― l'écart actuel entre le tarif de chaque ELD avec celui de GrDF, et son évolution compte tenu des demandes des ELD sur la période 2013-2016 et des ajustements décidés par la CRE ;
 ― la prise en compte, le cas échéant, des spécificités propres à chacune des ELD.
 Sur la base de ces éléments, les efforts de productivité décidés par la CRE conduisent, pour la période 2014-2016, à des évolutions annuelles proches de l'inflation des charges nettes d'exploitation des ELD, à partir des niveaux retenus pour l'année 2013 :
EN k€ COURANTS
CHARGES NETTES D'EXPLOITATION (CNE) RETENUES POUR LES TARIFS ATRD4
2013
2014
2015
2016
Régaz-Bordeaux
28 723
IPC ― 0,07 %
Réseau GDS
22 645
IPC ― 0,08 %
GEG
6 906
IPC + 1,34 %
Vialis
4 249
IPC ― 0,35 %
Gédia
2 417
IPC ― 0,61 %
Caléo
1 497
IPC + 0,27 %
Gaz de Barr
2 523
IPC + 1,69 %
Veolia Eau
1 509
IPC ― 0,06 %
 Les ELD conserveront la totalité des gains de productivité supplémentaires qui pourraient être réalisés, au lieu de 40 % dans les tarifs ATRD3 (cf. paragraphe A.1.1.a).
 Ces trajectoires représentent une réduction cumulée des charges nettes d'exploitation des ELD par rapport à leurs demandes sur la période 2013-2016 comprises entre 0 % et 2,6 % :
RÉDUCTION CUMULÉE DES CNE SUR LA PÉRIODE 2013-2016
par rapport à la demande des ELD
Régaz-Bordeaux
― 1,6 %
Réseau GDF
― 2,6 %
GEG
― 1,8 %
Vialis
― 0,8 %
Gédia
― 1,9 %
Caléo
― 0,0 %
Gaz de Barr
― 1,1 %
Véolia Eau
― 1,3 %
2. Charges de capital normatives
 Les charges de capital normatives comprennent une part d'amortissement et une part de rémunération financière du capital immobilisé. Le calcul de ces deux composantes est établi à partir de la valorisation et de l'évolution des actifs exploités par les ELD : la base d'actifs régulés (BAR).
 Pour la présente délibération tarifaire, la CRE a retenu l'intégralité des prévisions d'investissement des ELD.
 Elle a reconduit les principes de calcul des charges de capital adoptés lors des exercices tarifaires précédents. La CRE a toutefois réexaminé les différents paramètres intervenant dans le calcul du coût moyen pondéré du capital (CMPC) de l'activité de distribution de gaz naturel intervenant dans le calcul de la rémunération financière.
 Compte tenu de la similarité des activités de distribution de gaz naturel entre les ELD et GrDF et de l'absence de changement substantiel des différents paramètres constitutifs du CMPC à la suite de la mise à jour des fourchettes de valeur, la CRE a décidé de retenir un coût moyen pondéré du capital de 6 % (réel avant impôts), qui est le taux retenu pour la définition du tarif ATRD4 de GrDF entré en vigueur le 1er juillet 2012. Ce taux permet d'assurer l'homogénéité du cadre de régulation entre GrDF et les ELD.
2.1. Valeur et actualisation de la base d'actifs régulée (BAR)
 La valorisation des capitaux exploités par les opérateurs pour réaliser le service de distribution de gaz naturel prend en compte les actifs historiques et les prévisions d'investissement transmises par les opérateurs.
 Le traitement des actifs pour la définition de la BAR est différent selon qu'ils ont été mis en service avant le 1er janvier 2003 ou à partir de cette date.
 a) Valeur initiale de la BAR au 31 décembre 2002 :
 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 sont réputés mis en service au 1er juillet de l'année.
CATÉGORIE D'ACTIF
DURÉE DE VIE NORMATIVE EN ANNÉE
Conduites et branchements
50
Postes de détente
40
Compression/comptage
20
Autres installations techniques
10
Construction
30
 Certaines catégories d'actifs font l'objet d'un traitement particulier :
 ― les véhicules, aménagements, matériels de micro-informatique, petits équipements etc., sont pris en compte sur la base de leur valeur nette comptable ;
 ― les terrains sur la base de leur valeur historique réévaluée non amortie.
 b) Actualisation de la valeur de la BAR :
 Les actifs mis en service entre le 1er janvier 2003 et le 31 décembre 2012 sont intégrés dans la BAR à leur valeur brute. Les investissements prévus à partir du 1er janvier 2013 sont pris en compte à leur valeur brute prévisionnelle telle que communiquée par les opérateurs. Pour les ELD qui arrêtent leurs comptes en fonction de l'année gazière, ces dates sont respectivement le 30 septembre 2012 et le 1er octobre 2012.
 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 un 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 un 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). Seuls les actifs en service sont intégrés dans la BAR.
 Une fois intégrée dans 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). L'indice de réévaluation utilisé est l'indice INSEE 641194 des prix à la consommation hors tabac pour la France entière ;
 ― les actifs sont amortis linéairement sur la base de leur durée de vie économique. Les durées de vie pour l'amortissement des actifs après le 31 décembre 2002 sont identiques à celles utilisées pour la revalorisation des actifs mis en service avant cette date, à l'exception des canalisations et branchements pour lesquels une durée de vie de 45 ans est retenue, afin de tenir compte de l'incertitude sur la durée de vie des canalisations en polyéthylène, pour lesquelles le retour d'expérience est limité.
 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.
 Les montants prévisionnels de la BAR des ELD, calculés à partir des données (7) transmises par ces dernières, à l'exception de GEG pour laquelle un ajustement a été effectué pour mettre en cohérence la répartition des actifs avec le tarif précédent, sont les suivants :
EN M€ COURANTS
VALEUR DE LA BAR EN DÉBUT D'EXERCICE
2013
2014
2015
2016
Régaz-Bordeaux (*)
262,33
264,48
265,32
267,21
Réseau GDS (*)
233,27
235,98
238,69
240,06
GEG
32,15
33,75
33,73
33,50
Vialis
52,01
52,98
53,61
54,36
Gédia
25,18
25,14
25,08
24,97
Caléo
16,96
17,23
17,38
17,54
Gaz de Barr (*)
27,70
28,16
29,83
30,38
Veolia Eau
12,32
12,39
12,47
12,62

 (*) Pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr : valeur de la BAR au 1er octobre de l'année N ― 1, compte tenu de la clôture des comptes de ces ELD au 30 septembre de chaque année. Pour les autres ELD : valeur de la BAR au 1er janvier de l'année N.
 (7) Réalisées 2009 à 2011 et estimées 2012.
2.2. Taux de rémunération de la BAR
 La méthode retenue pour évaluer le taux de rémunération des actifs est fondée sur le CMPC, à structure financière normative. Le niveau de rémunération de l'opérateur doit, en effet, 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 pourrait 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).
 Comme pour chaque délibération tarifaire, la CRE a réexaminé les différents paramètres intervenant dans le calcul du CMPC. Pour l'élaboration du tarif ATRD4 de GrDF, elle a par ailleurs fait réaliser une étude par un prestataire externe (Frontier Economics) concernant le coût du capital des infrastructures d'électricité et de gaz naturel. Cette étude avait pour objet de présenter une analyse comparative des taux pratiqués par les régulateurs en Europe et de proposer une fourchette de valeurs pour chacun des éléments constitutifs du CMPC.
 Pour la présente délibération tarifaire, la CRE retient la valeur de 6 % (réel, avant impôt) comme CMPC pour rémunérer la BAR des ELD sur la base de fourchettes de valeurs pour chacun des paramètres intervenant dans la formule du CMPC. Les estimations pour chacun de ces paramètres figurent dans le tableau ci-dessous :
Taux sans risque réel (*)
2,20 %
Spread de la dette
0,60 %
Béta des actifs
0,46 %
Béta des fonds propres
0,76 %
Prime de marché
5,00 %
Levier (dette/dette + capitaux propres)
50,00 %
Taux IS
34,43 %
Coût de la dette (**)
2,80 %
Coût des fonds propres (**)
9,2 %
CMPC réel avant IS
6,0 %

 (*) Soit une hypothèse de taux sans risque nominal de 4,2 %.
(**) Réel avant IS.
 Par rapport aux valeurs prises en compte pour définir les tarifs ATRD3, les principales modifications portent sur :
 ― la diminution du béta des actifs. Cette diminution reflète la réappréciation par la CRE du niveau du risque relatif de l'activité de distribution de gaz naturel par rapport à l'ensemble du marché. La distribution de gaz naturel reste en effet une activité à faible risque, à flux de trésorerie prévisibles, décorrélée en grande partie du marché des actions alors même que la crise financière s'est traduite par une matérialisation forte du risque sur les activités pour l'essentiel non régulées, représentatives de l'ensemble du marché. Cette évolution est cohérente avec la diminution du profil de risque de l'activité de distribution de gaz naturel compte tenu de l'élargissement des postes éligibles au CRCP et de l'introduction d'une clause de rendez-vous à deux ans ;
 ― un taux sans risque réel de 2,2 %, ce qui correspond au maintien de l'hypothèse de taux sans risque nominal par rapport aux tarifs ATRD3 (4,2 %) ;
 ― l'accroissement du spread de la dette et de la prime de risque marché ;
 ― une hypothèse de levier (dette/[dette + capitaux propres]) en ligne avec les pratiques européennes.
2.3. Programmes d'investissement
 Les trajectoires des investissements des ELD réalisés entre 2009 et 2011 et des prévisions d'investissements pour la période 2012-2016 retenues pour le calcul des charges de capital sont les suivantes :
EN M€ COURANTS
RÉALISÉS
ESTIMÉS
PRÉVISIONS
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Régaz-Bordeaux
12,22
9,42
14,97
12,93
15,00
13,40
13,97
14,10
Réseau GDS
8,57 
18,12
5,99 
5,72 
8,57 
9,10 
8,09 
8,24
GEG
0,59 
1,13 
1,76
1,22 
2,66 
1,09 
0,88 
0,96
Vialis
1,98
1,30
1,53
2,09
2,06
1,75
1,99
1,65
Gédia
0,46
0,55
0,68
0,69
0,67
0,68
0,68
0,61
Caléo
0,54
0,57
0,87
0,62
0,74
0,64
0,68
0,69
Gaz de Barr
0,97
1,41
1,24
1,15
1,11
2,36
1,26
1,31
Veolia Eau
1,15
0,96
0,78
0,53
0,37
0,37
0,43
0,44
 La moyenne des dépenses d'investissement prévisionnelles des ELD sur la prochaine période tarifaire 2013-2016 est globalement en hausse par rapport à celle réalisée pendant les tarifs ATRD3.
 La CRE a retenu l'intégralité des prévisions d'investissement des ELD. Les charges de capital étant incluses dans le CRCP, seuls les investissements effectivement réalisés donneront lieu à une rémunération.
3. Charges totales à couvrir
3.1. Charges nettes d'exploitation
 Les charges nettes d'exploitation à couvrir par les tarifs ATRD4 sont obtenues en déduisant les prévisions de recettes extratarifaires perçues indépendamment des tarifs d'utilisation des réseaux de distribution et les prévisions de production stockée et immobilisée des charges brutes d'exploitation des ELD.
 Les charges nettes d'exploitation des ELD retenues pour 2013 sont les suivantes :
EN M€ COURANTS
2013
Régaz-Bordeaux
Réseau GDS
GEG
Vialis
Gédia
Caléo
Gaz de Barr
Veolia Eau
Charges d'exploitation brutes (1)
51,52
32,24
8,00
6,00
2,90
1,83
3,68
1,71
Produits d'exploitation à déduire (2)
22,80
9,60
1,09
1,75
0,48
0,33
1,16
0,20
Charges nettes d'exploitation (3) = (1) ― (2)
28,72
22,64
6,91
4,25
2,42
1,50
2,52
1,51
 Les trajectoires prévisionnelles des charges nettes d'exploitation des ELD prises en compte par la CRE sont fondées sur des évolutions des pourcentages annuels de variation suivants à compter de 2014, à partir des valeurs retenues pour l'année 2013 :
POURCENTAGE ANNUEL DE VARIATION
des CNE sur la période 2014-2016
Régaz-Bordeaux
IPC ― 0,07 %
Réseau GDS
IPC ― 0,08 %
GEG
IPC + 1,34 %
Vialis
IPC ― 0,35 %
Gédia
IPC ― 0,61 %
Caléo
IPC + 0,27 %
Gaz de Barr
IPC + 1,69 %
Veolia Eau
IPC ― 0,06 %
3.2. Charges de capital normatives
 Les montants prévisionnels des charges de capital normatives des ELD sont les suivants :
EN M€ COURANTS
CHARGES DE CAPITAL NORMATIVES (CCN)
2013
2014
2015
2016
Régaz-Bordeaux
33,85
33,67
33,31
32,96
Réseau GDS
24,43
25,19
25,68
26,00
GEG
3,69
3,79
3,79
3,79
Vialis
5,24
5,34
5,50
5,67
Gédia
2,70
2,74
2,77
2,78
Caléo
1,82
1,86
1,90
1,93
Gaz de Barr
2,87
3,00
3,10
3,15
Veolia Eau
1,27
1,28
1,28
1,29
3.3. Prise en compte du solde du CRCP des tarifs ATRD3
 L'arrêté tarifaire du 24 juin 2009, approuvant les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel, prévoit que le solde du CRCP à prendre en compte pour établir les tarifs ATRD4 des ELD intègre :
 ― les écarts constatés au titre des années 2011 et 2012 ;
 ― les deux annuités restantes au titre du premier solde du CRCP portant sur les écarts constatés au titre du second semestre 2009 et de l'année 2010 non encore apurées sur la période des tarifs ATRD3 (8).
  En application de ces principes, les montants totaux estimés (9) des soldes du CRCP des ELD à prendre en compte dans le calcul du revenu autorisé et leur décomposition sont les suivants :
EN k€ COURANTS
SOLDE TOTAL
DÉCOMPOSITION DU SOLDE TOTAL
MONTANT DU SOLDE DU CRCP
des années 2011 et 2012
SOLDE DU CRCP
du second semestre 2009
et de l'année 2010 non apuré
sur la période du tarif ATRD3
Régaz-Bordeaux
+ 1 188
+ 2 990
― 1 802
Réseau GDS
+ 4 818
+ 5 869
― 1 051
GEG
― 1 531
― 1 037
― 494
Vialis
+ 948
+ 1 154
― 206
Gédia
+ 882
+ 988
― 106
Caléo
+ 1 239
+ 1 071
+ 168
Gaz de Barr
― 345
― 58
― 287
Veolia Eau
― 248
― 73
― 176
 Pour la majorité des ELD, la contribution principale au CRCP de la période tarifaire ATRD3 des années 2011 et 2012 est le poste portant sur les revenus liés aux quantités de gaz acheminées. L'année 2011 ayant été exceptionnellement chaude, les quantités effectivement distribuées ont été inférieures aux prévisions de la trajectoire tarifaire, se traduisant par un solde du CRCP positif. Le solde négatif du CRCP des années 2011 et 2012 de certaines ELD s'explique principalement par un niveau des charges de capital réelles inférieur aux prévisions tarifaires, qui n'est pas compensé par l'effet climatique précédent.
 Les soldes totaux du CRCP de la période tarifaire ATRD3 seront apurés sur une période de quatre ans, avec des annuités constantes. Conformément à l'arrêté tarifaire du 24 juin 2009 approuvant les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel, un taux d'intérêt égal à 4,2 % s'appliquera annuellement aux montants des soldes du CRCP des tarifs ATRD3.
 Ce résultat se traduit par les évolutions annuelles suivantes des charges à recouvrer par les futurs tarifs du fait de l'apurement du CRCP des ELD :
EN k€ COURANTS
ÉVOLUTION ANNUELLE DES CHARGES À RECOUVRER
du fait de l'apurement du CRCP
Régaz-Bordeaux
+ 297
Réseau GDS
+ 1 205
GEG
― 383
Vialis
+ 237
Gédia
+ 220
Caléo
+ 310
Gaz de Barr
― 86
Veolia Eau
― 62
 (8) L'arrêté tarifaire du 24 juin 2009 prévoit que le solde du CRCP intégrant les écarts constatés au titre du second semestre 2009 et de l'année 2010 est apuré sur une période de quatre ans, avec des annuités constantes à compter du 1er juillet 2011 : la première annuité de ce solde du CRCP a été apurée le 1er juillet 2011 et la deuxième annuité le 1er juillet 2012. Ces annuités sont définies dans les délibérations de la CRE du 28 avril 2011 pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr et du 9 juin 2011 pour GEG, Vialis, Gédia, Caléo, Veolia Eau et les ELD disposant du tarif commun.
 (9) Le solde du CRCP pour l'année 2012 est une valeur définitive pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr, une valeur provisoire pour les autres ELD.
3.4. Partage des gains de productivité réalisés sur la période 2010-2012
 L'arrêté tarifaire du 24 juin 2009 approuvant les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel précise que :
 Les éventuels gains de productivité des ELD sont évalués par comparaison, sur les années 2010 à 2012, entre le montant total des charges nettes d'exploitation réelles des opérateurs et la trajectoire de référence des charges nettes d'exploitation définies par les tarifs ATRD3 ;
 60 % de ces gains de productivité viennent en diminution de l'évaluation des charges à recouvrer par les prochains tarifs ATRD4.
 En application de ces principes, seul Gédia a réalisé sur la période 2010-2012 des gains de productivité par rapport à sa trajectoire prévue dont le montant total s'élève à 148 k€.
 Ces gains de productivité seront partagés avec les utilisateurs du réseau en totalité sur l'année 2013, ce qui se traduit par une diminution des charges à recouvrer en 2013 par le tarif ATRD4 de Gédia de 89 k€.
3.5. Revenus autorisés pour l'année 2013
 Les revenus autorisés pour l'année 2013 sont égaux à la somme des charges nettes d'exploitation, des charges de capital normatives, du solde du CRCP des tarifs ATRD3 à apurer et du partage des éventuels gains de productivité, tels qu'ils résultent des principes de calcul exposés ci-avant. Ils se décomposent de la façon suivante :
EN k€ COURANTS
REVENU AUTORISÉ
pour 2013
DÉCOMPOSITION DU REVENU AUTORISÉ
CNE 2013
CCN 2013
Apurement du CRCP
de l'ATRD3
Partage des éventuels gains de productivité
Régaz-Bordeaux
62 867
28 723
33 847
297
0
Réseau GDS
48 281
22 645
24 431
1 205
0
GEG
10 213
6 906
3 690
― 383
0
Vialis
9 723
4 249
5 237
237
0
Gédia
5 249
2 417
2 701
220
― 89
Caléo
3 624
1 497
1 817
310
0
Gaz de Barr
5 306
2 523
2 869
― 86
0
Veolia Eau
2 721
1 509
1 274
― 62
0
C. Hypothèses de quantités distribuées et de nombre de clients desservis
1. Trajectoires retenues pour les tarifs ATRD4
 Les tarifs unitaires dépendent des quantités de gaz acheminées et du nombre de clients finals raccordés aux réseaux de distribution.
 Sur la période 2009-2012 des tarifs ATRD3, toutes les ELD, à l'exception de Gaz de Barr, ont présenté des quantités acheminées et/ou un nombre de clients raccordés inférieurs aux prévisions tarifaires.
 Les ELD expliquent cette situation par la convergence de plusieurs facteurs, dont certains sont structurels et relèvent des tendances de moyen/long terme : les effets de la crise économique, l'amélioration de l'efficacité énergétique dans le secteur résidentiel, la résiliation de clients chauffage et cuisson au bénéfice de l'électricité et du chauffage urbain.
 Les perspectives d'un maintien de ce contexte économique difficile sur le marché professionnel, associé à une amélioration de la performance énergétique des bâtiments et à des incitations de plus en plus fortes à la maîtrise de la demande de l'énergie, conduisent les ELD à proposer pour la période tarifaire des tarifs ATRD4 les hypothèses suivantes modérées, voire légèrement baissières, d'évolution des quantités de gaz distribuées corrigées du climat et de nombre de clients raccordés :
ÉVOLUTION
moyenne annuelle constatée sur la période 2009-2012
PRÉVISION
ATRD3 2013
PRÉVISION
ATRD4 2013
TAUX DE CROISSANCE
prévisionnel par rapport à l'année précédente
ÉVOLUTION moyenne annuelle prévue sur la période 2013-2017
2014
2015
2016
2017
Régaz-Bordeaux
Nombre de clients moyen
― 0,3 %
212 039
208 904
― 0,0 %
― 0,1 %
― 0,0 %
― 0,1 %
― 0,1 %
Consommations corrigées du climat (GWh)
― 0,6 %
4 758
4 451
― 0,7 %
― 0,7 %
― 0,7 %
― 0,7 %
― 0,7 %
Réseau GDS
Nombre de clients moyen
― 0,2 %
114 776
109 921
0,0 %
0,0 %
0,0 %
0,0 %
0,0 %
Consommations corrigées du climat (GWh)
0,1 %
4 957
4 732
― 3,5 %
― 4,8 %
― 1,3 %
― 1,0 %
― 2,6 %
GEG
Nombre de clients moyen
― 2,8 %
44 794
42 181
― 2,9 %
― 2,8 %
― 2,8 %
― 2,7 %
― 2,8 %
Consommations corrigées du climat (GWh)
0,7 %
874
805
― 1,8 %
― 0,9 %
― 1,3 %
― 1,3 %
― 1,3 %
Vialis
Nombre de clients moyen
0,1 %
32 899
31 229
0,7 %
0,7 %
0,6 %
0,6 %
0,6 %
Consommations corrigées du climat (GWh)
0,6 %
917
879
0,9 %
0,6 %
0,6 %
0,6 %
0,7 %
Gédia
Nombre de clients moyen
0,0 %
13 414
13 185
― 0,1 %
― 0,0 %
― 0,0 %
― 0,0 %
0,0 %
Consommations corrigées du climat (GWh)
1,4 %
455
414
― 0,3 %
― 0,3 %
― 0,3 %
― 0,3 %
― 0,3 %
Caléo
Nombre de clients moyen
1,0 %
11 867
11 737
0,6 %
0,6 %
0,6 %
0,6 %
0,6 %
Consommations corrigées du climat (GWh)
2,7 %
362
358
0,4 %
― 2,3 %
― 2,4 %
― 2,5 %
― 1,7 %
Gaz de Barr
Nombre de clients moyen
1,6 %
11 103
11 284
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
1,0 %
Consommations corrigées du climat (GWh)
0,9 %
511
514
0,7 %
0,7 %
― 1,4 %
0,7 %
0,2 %
Veolia Eau
Nombre de clients moyen
― 0,1 %
8 196
7 657
0,1 %
0,1 %
0,1 %
0,1 %
0,1 %
Consommations corrigées du climat (GWh)
― 0,4 %
300
253
― 4,6 %
― 1,7 %
― 1,3 %
― 0,9 %
― 2,1 %
 Ces trajectoires prévisionnelles prennent en compte les effets des actions de promotion de l'usage du gaz prévues par les ELD et couvertes par les tarifs ATRD4.
 Après une analyse approfondie, la CRE retient les prévisions proposées par les ELD pour l'année 2013 en termes de consommations unitaires et de nombre de clients, ainsi que les trajectoires proposées par les ELD en termes d'évolution des consommations et du nombre de clients sur la période 2014-2017.
 Pour les tarifs ATRD4, le principe de couverture des revenus proportionnels aux quantités de gaz acheminées par le CRCP est maintenu. Les ELD seront donc couvertes, via ce mécanisme de CRCP, contre tout risque de perte de revenu liée à un écart sur les volumes acheminés.
2. Incitation à l'atteinte des objectifs associés aux actions de promotion de l'usage du gaz
 De façon à s'assurer que la couverture des dépenses liées aux actions de promotion de l'usage du gaz se traduit, au final, par une baisse (ou une moindre hausse) des tarifs des ELD, la CRE met en place un mécanisme incitant financièrement les opérateurs à atteindre les résultats attendus de ces actions.
 Une très large majorité de fournisseurs se sont déclarés favorables à l'introduction d'un tel mécanisme dans le cadre de la première consultation publique sur les tarifs ATRD4 des ELD menée par la CRE fin 2012/début 2013.
 Les différences de taille des ELD conduisent la CRE à mettre en place des mécanismes différenciés, adaptés à la taille des opérateurs : pour Régaz-Bordeaux et Réseau GDS un mécanisme d'incitation dont les principes sont identiques à ceux du mécanisme instauré par le tarif ATRD4 de GrDF et, pour les six autres ELD disposant d'un tarif spécifique, un mécanisme d'incitation simplifié.
 Les mécanismes de régulation incitative sont constitués d'un indicateur de résultats, qui doit traduire la capacité des ELD, par le biais des actions de promotion de l'usage du gaz qu'elles mèneront, à raccorder de nouveaux clients pour Régaz-Bordeaux et Réseau GDS, à maîtriser l'évolution du nombre de clients finals pour les six autres ELD. Cet indicateur est le suivant :
 ― pour Régaz-Bordeaux et Réseau GDS : le nombre de nouveaux logements mis en gaz sur la période 2013-2016 ;
 ― pour les six autres ELD : le nombre moyen annuel de points de livraison sur la période 2013-2016.
 En cas de non-atteinte des trajectoires prévisionnelles définies par les tarifs ATRD4 sur cet indicateur, en fin de période tarifaire, les ELD feront l'objet d'une pénalité, plafonnée pour Régaz-Bordeaux et Réseau GDS et forfaitaire pour les six autres ELD.
D. Trajectoires des tarifs ATRD4 des ELD
1. ELD disposant d'un tarif ATRD spécifique
 Les trajectoires d'évolution des grilles tarifaires des tarifs ATRD4 des huit ELD présentant des comptes dissociés se déduisent des trajectoires prévisionnelles des revenus autorisés des opérateurs et des hypothèses de quantités distribuées et de nombre de clients desservis. Les trajectoires sont les suivantes :
 ― des évolutions des tarifs des ELD au 1er juillet 2013 des pourcentages suivants :
ÉVOLUTION TARIFAIRE AU 1er JUILLET 2013
Régaz-Bordeaux
+ 6,4 %
Réseau GDS
+ 12,7 %
GEG
+ 7,2 %
Vialis
+ 8,1 %
Gédia
+ 8,5 %
Caléo
+ 13,2 %
Gaz de Barr
+ 7,1 %
Veolia Eau
― 24,9 %
 ― des évolutions des grilles tarifaires des ELD, au 1er juillet de chaque année, à compter du 1er juillet 2014, en appliquant aux tarifs en vigueur le pourcentage de variation suivant :
Z = IPC ― X + k
avec :
 ― IPC : variation annuelle moyenne constatée sur l'année calendaire précédente de l'indice des prix à la consommation hors tabac, tel que calculé par l'INSEE pour l'ensemble des ménages France entière (référencé INSEE 641194) ;
 ― X : facteurs d'évolution annuels sur les grilles tarifaires, tels que définis ci-dessous :
FACTEUR D'ÉVOLUTION ANNUEL
sur la grille tarifaire
ÉVOLUTION ANNUELLE
de la grille tarifaire à compter du 1er juillet 2014
hors apurement du CRCP (IPC ― X)
Régaz-Bordeaux
+ 1,11 %
IPC ― 1,11 %
Réseau GDS
― 0,99 %
IPC + 0,99 %
GEG
― 2,86 %
IPC + 2,86 %
Vialis
+ 0,77 %
IPC ― 0,77 %
Gédia
― 0,21 %
IPC + 0,21 %
Caléo
+ 0,36 %
IPC ― 0,36 %
Gaz de Barr
― 0,94 %
IPC + 0,94 %
Veolia Eau
― 1,10 %
IPC + 1,10 %
 ― k : évolutions des grilles tarifaires, en pourcentage, provenant de l'apurement du solde du CRCP.
 Les termes k ne peuvent entraîner, à eux seuls, une hausse ou une baisse de plus de 2 % des grilles tarifaires en vigueur.
 Ces évolutions tarifaires au 1er juillet 2013 conduisent, pour six des huit ELD, à une réduction ou stabilisation des écarts entre leurs tarifs respectifs et celui de GrDF :
ÉCART AVEC LE TARIF DE GrDF EN VIGUEUR AU
1er juillet 2004
(tarifs ATRD1)
1er janvier 2006
(tarifs ATRD2)
1er juillet 2009
(tarifs ATRD3)
1er juillet 2013 (10)
(tarifs ATRD4)
Régaz-Bordeaux
42 %
23 %
24 %
22 %
Réseau GDS
36 %
32 %
30 %
35 %
GEG
44 %
39 %
26 %
25 %
Vialis
29 %
23 %
21 %
16 %
Gédia
50 %
48 %
34 %
34 %
Caléo
24 %
12 %
3 %
9 %
Gaz de Barr
49 %
43 %
30 %
28 %
Veolia Eau
76 %
67 %
71 %
16 %

 (10) Hors apurement du CRCP de GrDF portant sur l'année 2012 et avec une hypothèse d'inflation pour 2012 de 1,9 %.
2. ELD disposant du tarif ATRD commun
 La trajectoire d'évolution de la grille tarifaire du tarif ATRD4 commun pour les ELD n'ayant pas présenté de comptes dissociés est définie à partir des niveaux tarifaires des trois ELD : Gédia, Caléo et Gaz de Barr. Cette trajectoire est la suivante :
 ― une hausse du tarif commun de + 1,6 % au 1er juillet 2013 ;
 ― des évolutions de la grille tarifaire des ELD, au 1er juillet de chaque année, à compter du 1er juillet 2014, en appliquant au tarif en vigueur le pourcentage de variation suivant :
Z = IPC ― X + k
avec :
 ― IPC : variation annuelle moyenne constatée sur l'année calendaire précédente de l'indice des prix à la consommation hors tabac, tel que calculé par l'INSEE pour l'ensemble des ménages France entière (référencé INSEE 641194) ;
 ― X : facteur d'évolution annuel sur la grille tarifaire égal à ― 0,26 % :
 ― k : moyenne arithmétique des évolutions des grilles tarifaires de Gédia, Caléo et Gaz de Barr provenant de l'apurement du solde du CRCP, en pourcentage.
E. Structure des tarifs
 L'homogénéité et la simplicité de la structure des tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de tous les GRD contribuent à l'ouverture des marchés en France, dans la mesure où elle simplifie la gestion de l'acheminement sur les réseaux de distribution par les fournisseurs ainsi que les interfaces entre GRD et fournisseurs.
 Pour la présente délibération tarifaire, la CRE retient, dans la continuité des tarifs ATRD3, les principes généraux suivants :
 ― la péréquation géographique pour chaque GRD (désormais, ce principe ne s'applique que pour les concessions autres que celles concédées en application des dispositions combinées des articles L. 432-1 et L. 432-6 du code de l'énergie) ;
 ― une structure tarifaire composée de quatre options tarifaires principales correspondant aux segments de clientèle suivants :
  ― option binôme T1 : consommation annuelle de 0 à 6 000 kWh ;
  ― option binôme T2 : consommation annuelle de 6 000 à 300 000 kWh ;
  ― option binôme T3 : consommation annuelle de 300 000 à 5 000 000 kWh ;
  ― option trinôme T4 : consommation annuelle supérieure à 5 000 000 kWh.
 Les seuils ci-dessus sont établis en tenant compte de la contribution tarifaire d'acheminement (CTA) qui s'applique sur les termes fixes du tarif et pour une modulation de 160 jours pour l'option T4 ;
 ― une option tarifaire spéciale, dite « tarif de proximité » (option trinôme TP), réservée aux clients finals ayant la possibilité réglementaire de se raccorder directement à un réseau de transport de gaz naturel ;
 ― pour un point de livraison donné, le choix de l'option tarifaire est laissé à l'expéditeur. Le tarif s'applique par point de livraison ;
 ― un mécanisme de pénalisation des dépassements de capacité souscrite pour les options tarifaires T4 et TP ;
 ― un forfait pour les clients finals ne disposant pas de compteur individuel. La consommation annuelle pour établir ce forfait, de 1 163 kWh pour les tarifs ATRD3, est réévaluée à la baisse à 660 kWh, conformément à la recommandation n° 2009-091 du Médiateur national de l'énergie (MNE).
 Par ailleurs, le SPEGNN souhaite que soit menée une réflexion sur une évolution de la structure tarifaire actuelle permettant une meilleure prise en compte dans les tarifs ATRD de l'intermittence de la consommation de certains clients bénéficiant de l'option tarifaire T3 et présentant une consommation de pointe importante.
 Une évolution de la structure des tarifs ATRD ayant des conséquences pour tous les GRD et les fournisseurs de gaz naturel, notamment en termes de modalités de facturation et d'évolution des systèmes d'information, la CRE considère qu'une analyse approfondie de ce point doit être menée avec les acteurs de marché avant toute mise en œuvre. En conséquence, elle a intégré ce sujet au plan de travail 2013 du GTG.
F. Règles tarifaires pour les GRD de rang 2 et les nouvelles concessions de gaz naturel
1. Traitement tarifaire des GRD de rang 2
 La délibération de la CRE du 28 février 2012 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de GrDF reconduit le traitement tarifaire des GRD de rang 2 établi dans l'arrêté du 24 juin 2009 approuvant les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel :
 50 % des coûts d'acheminement, liés à l'application du tarif ATRD du GRD de rang 1, sont facturés par le GRD de rang 1 au GRD de rang 2. Cette valeur de 50 %, applicable quel que soit le GRD amont, correspond à la couverture :
 ― des charges d'exploitation normatives, qui représentent en moyenne 47 % du tarif ATRD (charges d'exploitation et total des charges) ; et
 ― d'une quote-part des charges de capital normatives au titre des renforcements futurs, représentant en moyenne 3 % du tarif ATRD ;
 La totalité des coûts de raccordement sur le réseau de rang 1 est facturée par le GRD de rang 1 au GRD de rang 2 ;
 Les services annexes sont facturés en sus par le GRD de rang 1 au GRD de rang 2, en application du catalogue de prestations du GRD de rang 1.
 La présente délibération tarifaire complète, à compter du 1er juillet 2013, ce traitement tarifaire en précisant les modalités de prise en charge des coûts associés au comptage à l'interface entre un GRD amont et un GRD aval. Ainsi, conformément aux travaux réalisés dans le cadre du GTG, lorsque le GRD amont est différent du GRD aval, le GRD amont prend à sa charge :
 ― l'intégralité des investissements afférents au poste de comptage. Ces investissements comprennent notamment la télérelève, le génie civil, la fourniture et l'aménagement du poste de comptage ;
 ― l'ensemble des coûts d'exploitation, de maintenance et de renouvellement, afférents à l'utilisation du poste de comptage.
2. Règles tarifaires applicables aux nouvelles concessions de gaz naturel
 Les dispositions combinées des articles L. 452-1 et L. 432-6 du code de l'énergie établissent le principe de la non-péréquation tarifaire pour les nouveaux réseaux de distribution de gaz naturel. Sur le fondement de l'article L. 452-2 du code de l'énergie, les méthodologies utilisées pour établir les tarifs de ces nouveaux réseaux sont fixées par la CRE. L'arrêté du 2 juin 2008, modifié par l'arrêté du 29 juin 2010, approuvant les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel précise les règles tarifaires qui sont applicables à ces nouvelles concessions.
 La présente délibération tarifaire reconduit ces règles tarifaires applicables aux nouvelles concessions de distribution de gaz naturel.
TARIFS D'UTILISATION DES RÉSEAUX PUBLICS DE DISTRIBUTION DE GAZ NATUREL
DES ENTREPRISES LOCALES DE DISTRIBUTION
A. Définitions et principes généraux
1. Définitions
 Expéditeur :
 Personne, physique ou morale, qui signe avec un gestionnaire de réseau de distribution (GRD) un contrat d'acheminement sur le réseau de distribution de gaz naturel. L'expéditeur est, selon le cas, le client, le fournisseur ou leur mandataire, tels que définis à l'article L. 111-97 du code de l'énergie.
 Point de livraison :
 Point de sortie d'un réseau de distribution où un GRD livre du gaz à un client final, en exécution d'un contrat d'acheminement sur le réseau de distribution signé avec un expéditeur.
 Point d'interface transport distribution (PITD) :
 Point physique ou notionnel d'interface entre un réseau de transport et un réseau de distribution de gaz naturel.
 Gestionnaire de réseau de distribution de rang 2 (« GRD de rang 2 ») :
 Un GRD est dit « de rang 2 » si son réseau est alimenté par l'intermédiaire d'un réseau de distribution de gaz naturel directement raccordé au réseau de transport. Le GRD amont est dit « de rang 1 ».
 Compte de régularisation des charges et des produits (CRCP) :
 Le CRCP est un compte fiduciaire extracomptable qui est alimenté à intervalles réguliers par tout ou partie des écarts de coût ou de revenu entre les charges et les produits réellement constatés, et les charges et les produits prévisionnels sur des postes prédéfinis. L'apurement de tout ou partie du solde de ce compte s'opère par une diminution ou une augmentation de la grille tarifaire.
2. Facturation par point de livraison
 Les tarifs des GRD s'appliquent par point de livraison. Les montants dus pour chaque point de livraison alimenté par un expéditeur s'additionnent dans la facture mensuelle de cet expéditeur.
3. Prestations couvertes par les tarifs d'utilisation des réseaux publics
de distribution de gaz naturel des GRD
 L'utilisation des réseaux de distribution des GRD ne peut donner lieu à aucune facturation autre que celle résultant de l'application des présents tarifs, à l'exception des prestations supplémentaires dont les tarifs sont publiés par les GRD dans leur catalogue des prestations.
 Les prestations dont le coût est couvert par les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de chaque GRD sont, au minimum, les suivantes :
 ― prestations liées à la qualité et à la sécurité :
  ― continuité de l'acheminement dans les conditions définies par le décret n° 2004-251 du 19 mars 2004 relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz ;
  ― information d'une interruption de service pour travaux, conformément au décret du 19 mars 2004 ;
  ― mise à disposition d'un numéro d'urgence et de dépannage accessible 24 heures sur 24 ;
  ― intervention en urgence 24 heures sur 24 en cas de problème lié à la sécurité, conformément à l'arrêté du 13 juillet 2000 portant règlement de sécurité de la distribution de gaz combustible par canalisations ;
  ― garantie de la valeur du pouvoir calorifique telle que définie par les arrêtés du 16 septembre 1977 et du 28 mars 1980 ;
  ― pression disponible à l'amont du poste de livraison, conforme aux conditions standards de livraison publiées par le GRD ;
  ― première intervention chez le client pour assurer un dépannage ou une réparation en cas de manque de gaz ;
  ― diagnostic des installations intérieures chômées depuis plus de six mois et actions de sensibilisation des clients et des acteurs de la filière gazière à la problématique de la sécurité des installations intérieures ;
 ― prestations liées à la mesure de la consommation :
  ― mise à disposition d'un compteur lorsque le débit est inférieur à 16 m³/h ;
  ― vérification périodique d'étalonnage des compteurs et des convertisseurs, conformément à l'arrêté du 21 octobre 2010 ;
  ― continuité de comptage et de détente ;
  ― relève périodique des compteurs, dans les conditions définies au paragraphe 5 ci-après ;
  ― annonce du passage du releveur pour les clients finals relevant des options T1 et T2 ;
  ― possibilité de réaliser un autorelevé et de communiquer son index pour les clients finals relevant des options T1 et T2 ;
 ― prestations liées à la gestion contractuelle :
  ― actes de gestion liés au changement de fournisseur ou à une modification du contrat d'acheminement ;
  ― interventions chez le client dans le cas d'une résiliation ;
 ― autres :
  ― prise de rendez-vous téléphonique pour toutes les opérations techniques nécessitant une étude ;
  ― dans le cas d'un GRD de rang 2, l'ensemble des prestations relatives à l'acheminement du gaz naturel depuis le PITD concerné.
4. Structure et choix des options tarifaires
 Les tarifs des GRD comprennent quatre options principales :
 ― trois options T1, T2, T3, de type binôme, comprenant chacune un abonnement et un terme proportionnel aux quantités livrées ;
 ― une option T4 de type trinôme, comprenant un abonnement, un terme proportionnel à la capacité journalière souscrite et un terme proportionnel aux quantités livrées.
 Le choix de l'option tarifaire à appliquer à chaque point de livraison revient à l'expéditeur concerné.
 Pour les clients finals ne disposant pas de compteur individuel, le tarif applicable est un forfait, calculé sur la base de l'option T1 de l'ELD et d'une consommation de 660 kWh par an.
 Le tarif de chaque GRD comprend également une option tarifaire dite « tarif de proximité » (TP), ouverte pour les points de livraison concernant des clients finals ayant la possibilité réglementaire de se raccorder au réseau de transport. Cette option tarifaire comprend un abonnement, un terme proportionnel à la capacité journalière souscrite et un terme proportionnel à la distance à vol d'oiseau entre le point de livraison concerné et le réseau de transport le plus proche. Le terme proportionnel à la distance est affecté d'un coefficient multiplicateur dépendant de la densité de population de la commune d'implantation du point de livraison concerné.
5. Mode de relève d'un point de livraison
 Les options T1 et T2 comprennent un relevé des compteurs semestriel.
 L'option T3 comprend un relevé des compteurs mensuel.
 Les options T4 et TP comprennent une mesure quotidienne, relevée quotidiennement ou mensuellement.
 Un mode de relève plus fréquent que le mode de relève compris dans l'option tarifaire du point de livraison concerné peut être choisi par l'expéditeur. Le tarif appliqué figure dans le catalogue des prestations de chaque GRD.
6. Souscriptions mensuelles ou quotidiennes de capacité journalière
 Les options tarifaires T4 et TP comprennent un terme de souscription annuelle de capacité journalière. Il est également possible de souscrire mensuellement ou quotidiennement des capacités journalières.
 Le terme de souscription mensuelle de capacité journalière est égal au terme de souscription annuelle de capacité journalière, multiplié par les coefficients suivants :
MOIS CONSIDÉRÉ
TERME MENSUEL EN PROPORTION
du terme annuel
Janvier - février
8/12
Décembre
4/12
Mars - novembre
2/12
Avril - mai - juin - septembre - octobre
1/12
Juillet - août
0,5/12
 Lorsque le bon fonctionnement du réseau le permet, des souscriptions quotidiennes de capacité journalière sont commercialisées par les GRD, pour satisfaire un besoin ponctuel et exceptionnel d'un consommateur final.
 Le terme applicable à la souscription quotidienne de capacité journalière est égal à 1/20 du terme applicable à la souscription mensuelle correspondante.
7. Pénalités pour dépassement de capacité journalière souscrite
 Chaque mois, pour les options tarifaires T4 et TP, les dépassements de capacité journalière constatés font l'objet de pénalités.
 Le dépassement de capacité journalière pris en compte pour un mois donné est égal à la somme du dépassement maximal de capacité journalière du mois considéré et de 10 % des autres dépassements de capacité journalière du mois supérieurs à 5 % de la capacité journalière souscrite.
 La pénalité est exigible lorsque le dépassement ainsi calculé est supérieur à 5 % de la capacité journalière souscrite. Pour la partie du dépassement comprise entre 5 % et 15 % de la capacité journalière souscrite, la pénalité est égale au produit de cette partie du dépassement par deux fois le terme mensuel de capacité journalière tel que défini au paragraphe précédent.
 Pour la partie du dépassement supérieure à 15 % de la capacité journalière souscrite, la pénalité est égale au produit de cette partie du dépassement par quatre fois le terme mensuel de capacité journalière tel que défini au paragraphe précédent.
8. Regroupement de points de livraison
 Dans le cadre de l'option T4, le regroupement des souscriptions de capacité journalière de plusieurs points de livraison est autorisé lorsque les conditions suivantes sont simultanément vérifiées :
 ― les points de livraison concernés sont sur le réseau de distribution d'un même GRD et sont alimentés par un même PITD ;
 ― le gaz livré à chacun des points de livraison concernés est destiné à servir, après transformation, à la satisfaction des besoins du même utilisateur final sur un même site. Cet usage induit des consommations alternées en tout ou partie du gaz naturel livré.
 Le terme de souscription annuelle de capacité journalière de l'option T4 est majoré de 20 % dans le cas de regroupement des souscriptions de plusieurs points de livraison. L'abonnement annuel reste dû pour chaque point de livraison.
9. Alimentation d'un point de livraison par plusieurs expéditeurs
 Lorsque plusieurs expéditeurs alimentent simultanément un même point de livraison, ils doivent choisir la même option tarifaire. Le tarif correspondant s'applique intégralement à chacun d'entre eux, à l'exception de l'option T4 et de l'option « tarif de proximité » pour lesquelles la somme due mensuellement au titre de l'abonnement et du terme proportionnel à la distance est répartie entre les expéditeurs concernés au prorata des capacités souscrites du mois considéré pour ce point de livraison. Lorsque, pour un mois donné, la capacité totale souscrite est nulle, la répartition se fait sur la base de celle du mois précédent.
10. Traitement tarifaire des GRD de rang 2
 Un GRD est dit « de rang 2 », si son réseau est alimenté par l'intermédiaire d'un réseau de distribution de gaz naturel directement raccordé au réseau de transport. Le GRD amont est dit « de rang 1 ».
 D'un point de vue tarifaire et contractuel, le réseau de distribution du GRD de rang 2 est rendu directement accessible depuis le réseau de transport pour les expéditeurs, sur la base du schéma suivant :
 ― les expéditeurs paient au GRD de rang 2 un seul tarif couvrant la prestation d'acheminement du gaz depuis le point d'interface transport distribution (PITD) concerné jusqu'au point de livraison du consommateur final ;
 ― les charges à couvrir par les tarifs du GRD de rang 2 comprennent les coûts relatifs à l'acheminement sur le réseau de distribution du GRD de rang 1 ;
 ― ces coûts font l'objet d'un contrat entre le GRD de rang 1 et le GRD de rang 2 ou d'un protocole, lorsque le GRD de rang 1 et le GRD de rang 2 sont une seule et même entité juridique, qui sont soumis à la CRE.
 50 % des coûts d'acheminement, liés à l'application du tarif ATRD du GRD de rang 1, sont facturés par le GRD de rang 1 au GRD de rang 2. Cette valeur de 50 % est applicable quel que soit le GRD amont.
 La totalité des coûts de raccordement au réseau du GRD de rang 1 est facturée par le GRD de rang 1 au GRD de rang 2, soit :
 ― la totalité des coûts du branchement ;
 ― le cas échéant, la totalité des coûts du réseau d'amenée (également appelé « extension ») ; et
 ― lorsqu'ils sont directement et immédiatement imputables au GRD de rang 2, la totalité des coûts de renforcement du réseau du GRD de rang 1 (ou, à défaut, la quote-part des travaux imputable au GRD de rang 2 déterminée au prorata des débits de pointe).
 Lorsque le GRD amont est différent du GRD aval, la totalité des coûts associés au comptage à l'interface entre les deux GRD est prise en charge par le GRD amont, soit :
 ― l'intégralité des investissements afférents au poste de comptage. Ces investissements comprennent notamment la télérelève, le génie civil, la fourniture et l'aménagement du poste de comptage ;
 ― l'ensemble des coûts d'exploitation, de maintenance et de renouvellement, afférents à l'utilisation du poste de comptage.
 Les services annexes sont facturés en sus par le GRD de rang 1 au GRD de rang 2, en application des catalogues des prestations du GRD de rang 1.
B. Tarif péréqué d'utilisation des réseaux publics
de distribution de gaz naturel de Régaz-Bordeaux
 Le tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Régaz-Bordeaux, autres que ceux concédés en application des dispositions de l'article L. 432-6 du code de l'énergie, est péréqué à l'intérieur de la zone de desserte de Régaz-Bordeaux.
 Le tarif défini ci-dessous est conçu pour s'appliquer pour une durée d'environ quatre ans à compter du 1er juillet 2013, avec un ajustement mécanique au 1er juillet de chaque année.
1. Tarif péréqué de Régaz-Bordeaux applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014
 Options tarifaires principales :
 Pour les réseaux publics de distribution de gaz naturel à l'intérieur de la zone de desserte de Régaz-Bordeaux, le tarif d'utilisation est le suivant :
OPTION
tarifaire
ABONNEMENT ANNUEL
(en €)
PRIX PROPORTIONNEL
(en €/MWh)
TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE
de capacité journalière
(en €/MWh/j)
T1
38,52
35,00
T2
176,88
7,52
T3
623,16
5,74
T4
13 607,52
0,93
231,00
 Option « tarif de proximité » (TP) :
 Les termes tarifaires de l'option « tarif de proximité » sont les suivants :
OPTION
tarifaire
ABONNEMENT ANNUEL
(en €)
TERME DE SOUSCRIPTION ANNUELLE
de capacité journalière
(en €/MWh/j)
TERME ANNUEL À LA DISTANCE
(en €/mètre)
TP
29 003,76
67,44
57,84
 Un coefficient multiplicateur est appliqué au terme annuel à la distance. Il est égal à :
 1 si la densité de population de la commune est inférieure à 400 habitants par km² ;
 1,75 si la densité de population de la commune est comprise entre 400 habitants par km² et 4 000 habitants par km² ;
 3 si la densité de population de la commune est supérieure à 4 000 habitants par km².
 Clients sans compteur individuel :
 Pour les clients finals ne disposant pas de compteur individuel, le tarif applicable est un forfait annuel de 61,68 €.
2. Tarif péréqué de Régaz-Bordeaux applicable à compter du 1er juillet 2014
 La grille tarifaire de Régaz-Bordeaux est ajustée mécaniquement au 1er juillet de chaque année A, à compter du 1er juillet 2014, par l'application à l'ensemble des termes tarifaires en vigueur au 30 juin de l'année A, du pourcentage de variation suivant :
Z = IPC ― X + k
 IPC est le taux d'inflation correspondant, pour un ajustement de la grille tarifaire au 1er juillet de l'année A, à la variation annuelle moyenne sur l'année calendaire A ― 1 de l'indice des prix à la consommation hors tabac tel que calculé par l'INSEE pour l'ensemble des ménages France entière (11).
 X est le facteur d'évolution annuel sur la grille tarifaire égal à + 1,11 %.
 k est l'évolution de la grille tarifaire, exprimée en pourcentage, résultant de l'apurement du solde du CRCP.
 La grille tarifaire résultante est publiée par la CRE avant le 1er juillet de chaque année au Journal officiel de la République française et transmise aux ministres chargés de l'énergie et de l'économie.
 (11) La variation annuelle moyenne sur l'année A ― 1 est égale au taux d'évolution en pourcentage de l'indice moyen annuel, correspondant à la moyenne arithmétique simple des douze indices mensuels de l'année, soit de janvier à décembre, des prix à la consommation hors tabac pour l'ensemble des ménages France entière (série n° 641194), entre les années A ― 2 et A ― 1.