TABLE DES MATIÈRES
MÉTHODOLOGIE
I. ― Cadre de régulation
1. Durée des tarifs
2. Régulation incitative des investissements
3. Régulation incitative des charges d'exploitation
4. Evolutions du mécanisme de régulation incitative de la qualité de service
5. Compte de régularisation des charges et des produits
6. Clause de rendez-vous à mi-période
7. Evolution de la grille tarifaire en cours de période
II. ― Niveau des tarifs
1. Charges d'exploitation
2. Charges de capital
3. Souscriptions de capacités de transport
4. Bilan sur le niveau des tarifs
III. ― Structure des tarifs
1. Evolution de l'organisation des places de marché
2. Mise en œuvre de l'évolution du cadre européen
3. Coordination entre les opérateurs d'infrastructures
4. Evolution de l'offre de service aux utilisateurs des réseaux de transport de gaz
5. Flexibilité intrajournalière
TARIFS D'UTILISATION DES RÉSEAUX DE TRANSPORT DE GAZ NATUREL
I. ― Définitions
II. ― Tarif d'utilisation du réseau de GRTgaz
1. Trajectoire de revenu autorisé
2. Grille tarifaire pour l'utilisation du réseau de GRTgaz applicable au 1er avril 2013
3. Evolution de la grille tarifaire de GRTgaz à compter du 1er avril 2014
III. ― Tarif d'utilisation du réseau de TIGF
1. Trajectoire de revenu autorisé
2. Grille tarifaire pour l'utilisation du réseau de TIGF applicable au 1er avril 2013
3. Evolution de la grille tarifaire de TIGF à compter du 1er avril 2014
IV. ― Cession des capacités de transport sur les réseaux de GRTgaz et TIGF
V. ― Pénalités pour dépassement de capacité sur les réseaux de GRTgaz et TIGF
1. Pénalités pour dépassement de capacité journalière
2. Pénalités pour dépassement de capacité horaire
3. Redistribution annuelle des pénalités pour dépassement de capacité
VI. ― Points notionnels d'échange de gaz sur les réseaux de GRTgaz et TIGF
VII. ― Mécanisme de régulation incitative de la qualité de service des GRT
1. Indicateurs de suivi de la qualité de service des GRT donnant lieu à incitation financière
2. Autres indicateurs de suivi de la qualité de service des GRT
VIII. ― Annexes
MÉTHODOLOGIE
I. ― Cadre de régulation
L'article L. 452-3 du code de l'énergie dispose que les délibérations de la CRE sur les tarifs d'utilisation des réseaux de transport 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 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 ".
1. Durée des tarifs
Les tarifs " ATRT4 " sont entrés en vigueur au 1er janvier 2009 et s'appliquent jusqu'au 31 mars 2013. La présente décision tarifaire comprend les tarifs de GRTgaz et de TIGF destinés à s'appliquer à compter du 1er avril 2013, pour une période d'environ quatre ans.
2. Régulation incitative des investissements
La régulation incitative des investissements comprend, d'une part, une incitation à la réalisation des investissements nécessaires pour améliorer le fonctionnement du marché français et son intégration au sein du marché européen et, d'autre part, une incitation à la maîtrise des coûts des projets d'investissement.
2.1. Incitation à l'investissement
Dans le cadre du tarif actuellement en vigueur (ATRT4), une prime de 300 points de base (pdb) sur dix ans s'applique aux investissements permettant de créer de nouvelles capacités d'acheminement sur le réseau principal ou de réduire le nombre de zones d'équilibrage.
Pour le tarif ATRT5, la CRE décide de maintenir le régime d'incitation à l'investissement, mais de limiter l'attribution de la prime de 300 pdb aux deux projets majeurs restant à réaliser pour améliorer le fonctionnement du marché français et son intégration au sein du marché européen :
― le doublement de l'artère de Bourgogne, qui est un projet nécessaire à la fusion des zones Nord et Sud ;
― l'odorisation décentralisée du gaz naturel, permettant un flux physique de gaz de la France vers l'Allemagne ou vers la Belgique.
Les autres investissements seront rémunérés au coût moyen pondéré du capital.
Cette décision s'inscrit dans le cadre des dispositions précitées de l'article L. 452-3 du code de l'énergie relative à la régulation incitative qui visent notamment à encourager les opérateurs à améliorer leurs performances liées à l'intégration du marché intérieur du gaz et à la sécurité d'approvisionnement. Ces dispositions sont rappelées par les orientations de politique énergétique transmises par la ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie.
Cette évolution ne remet pas en cause les décisions antérieures relatives aux primes et majorations du taux de rémunération de base.
2.2. Incitation à la maîtrise des coûts des programmes d'investissement
L'article L. 452-1 du code de l'énergie dispose que les tarifs d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel doivent couvrir l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires de réseau dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace. L'article L. 452-3 fixe le cadre d'une régulation incitative pour encourager les opérateurs à améliorer leurs performances. La CRE met en place des incitations pour les GRT à maîtriser les coûts de leurs programmes d'investissement.
a) Projets bénéficiant de la prime de 300 points de base :
Les projets bénéficiant de la prime de 300 pdb pendant dix ans seront soumis à un régime d'incitation à la maîtrise des coûts similaire à celui défini par la CRE dans sa délibération du 22 décembre 2011 pour les investissements relatifs au raccordement du terminal méthanier de Dunkerque au réseau de GRTgaz.
La rémunération pour les dépenses d'investissement en écart par rapport au budget cible approuvé par la CRE varie selon les modalités suivantes :
― dans la limite de 110 % du budget cible, l'opérateur voit son investissement rémunéré au coût moyen pondéré du capital auquel s'ajoute la prime de 300 pdb pendant dix ans ;
― si les dépenses d'investissement sont supérieures à 110 % du budget cible, l'opérateur ne bénéficie plus de la prime de 300 pdb pour la part excédant ce seuil :
― la part du coût du projet comprise entre 110 % et 130 % du budget cible est rémunérée au coût moyen pondéré du capital ;
― la part du coût du projet supérieure à 130 % du budget cible est rémunérée au taux des immobilisations en cours ;
― si les dépenses d'investissement sont inférieures à 90 % du budget cible, le GRT recevra un bonus correspondant à l'application de la prime de 300 pdb pendant dix ans sur l'écart entre le budget réalisé et 90 % du budget cible.
Ce mécanisme s'appliquera notamment au projet Eridan dont le budget cible est de 484 M€ courants.
Pour les projets qui seront décidés pendant la période ATRT5, un paramètre d'indexation sera pris en compte pour la part du budget d'investissement dépendant du coût de l'acier afin de tenir compte des évolutions du prix de l'acier qui s'imposent aux GRT. Ainsi :
― lors de l'approbation du budget cible, la part de ce budget correspondant aux achats de fourniture en acier sera identifiée, ainsi que l'indice HRC (Hot Rolled Coil) utilisé lors de l'estimation ;
― pour le calcul des écarts entre le budget cible et les dépenses effectivement réalisées par le GRT, la CRE tiendra compte, pour les coûts d'achat des fournitures en acier, de la valeur de l'indice HRC constatée au moment des achats.
Le budget cible pourra être réévalué par la CRE, sur demande argumentée de l'opérateur, pour prendre en compte les surcoûts liés aux procédures administratives, dans la mesure où ces surcoûts ont des conséquences significatives sur le projet et sont indépendants de la gestion d'un opérateur efficace.
Si les GRT décident de modifier ou d'optimiser les spécifications fonctionnelles ou techniques des projets approuvés par la CRE, ils devront proposer ces évolutions à la CRE, pour approbation. La CRE pourra adapter les paramètres du mécanisme de régulation incitative si ces modifications conduisent à une évolution substantielle du budget du projet.
b) Grands projets ne bénéficiant pas de la prime de 300 points de base :
Le dispositif concerne tout projet, hors sécurité, dont le budget dépasse 50 M€ ou représente au moins 20 % du montant moyen annuel des investissements de la période ATRT5. Il repose sur les principes suivants :
― lors de l'approbation du budget de chaque projet concerné, la CRE définira un budget cible qui pourra, si la CRE le juge nécessaire, faire l'objet d'un audit ;
― quelles que soient les dépenses d'investissement réalisées par le GRT, l'actif entrera dans la base d'actifs régulée (BAR) à sa valeur réelle lors de sa mise en service ;
― si les dépenses d'investissement réalisées par le GRT pour ce projet se situent entre 90 % et 110 % du budget cible, aucun bonus ni pénalité n'est attribué ;
― si les dépenses d'investissement réalisées sont inférieures à 90 % du budget cible, le GRT bénéficiera d'un bonus correspondant à 25 % de l'écart entre les dépenses d'investissement réalisées et 90 % du budget cible ;
― si les dépenses d'investissement réalisées par le GRT sont supérieures à 110 % du budget cible, le GRT se verra appliquer une pénalité correspondant à 25 % de l'écart entre les dépenses d'investissement réalisées et 110 % du budget cible ;
― ce bonus ou cette pénalité sera pris en compte via le CRCP.
En outre, le paramètre d'indexation relatif au prix de l'acier et les modalités particulières définies pour gérer les surcoûts liés aux procédures administratives ainsi que les éventuelles révisions substantielles des spécifications fonctionnelles ou techniques sont pris en compte dans les mêmes conditions que celles prévues pour le mécanisme décrit précédemment.
c) Autres projets d'investissement :
Des indicateurs quantitatifs sont mis en place pour analyser les évolutions éventuelles des coûts et la réalisation des autres projets d'investissement par rapport à la trajectoire retenue dans le tarif. Le suivi de ces indicateurs sera effectué par la CRE chaque année.
Un mécanisme incitant financièrement les GRT à respecter la trajectoire prévisionnelle de dépenses d'investissement prise en compte pour le tarif sera mis en œuvre dès que la fiabilité de ces indicateurs aura été éprouvée. Ce mécanisme ne concernera ni les investissements de sécurité, ni les projets relevant des dispositifs décrits ci-dessus.
3. Régulation incitative des charges d'exploitation
La trajectoire des charges nettes d'exploitation des GRT est définie sur la période 2013-2016. Elle correspond à une évolution annuelle de ces charges à partir du niveau retenu pour 2013, selon l'inflation et un coefficient d'évolution annuel qui intègre un objectif de productivité portant sur un périmètre d'activité constant par rapport à la période ATRT4.
Les gains de productivité supplémentaires qui pourraient être réalisés par chaque GRT au-delà de cette trajectoire seront conservés intégralement par chaque GRT, alors qu'ils n'étaient conservés qu'à hauteur de 50 % dans le cadre du tarif ATRT4. De façon symétrique, les surcoûts éventuels seront intégralement supportés par les opérateurs. La CRE souhaite ainsi renforcer l'incitation pour les GRT à maîtriser leurs coûts.
4. Evolutions du mécanisme de régulation incitative de la qualité de service
Le mécanisme d'incitation relatif à la qualité de service des GRT a pour objectif d'améliorer la qualité du service rendu aux utilisateurs des réseaux de transport dans les domaines jugés particulièrement importants pour le bon fonctionnement du marché. Le dispositif en place a donné des résultats satisfaisants.
Dans ce cadre, afin de tenir compte des progrès réalisés par les GRT et de conserver un caractère incitatif, la présente décision tarifaire fait évoluer le dispositif de régulation incitative de la qualité de service.
4.1. Indicateurs en lien avec l'équilibrage
Dans la perspective d'évolution des systèmes d'équilibrage de GRTgaz et TIGF vers le système d'équilibrage cible, le mécanisme de régulation incitative de la qualité de service évolue de la manière suivante :
― mise en place d'un nouvel indicateur pour GRTgaz et pour TIGF, portant sur la prévision de consommation pour la journée gazière (J), réalisée la veille (J ― 1) et mise à jour en cours de journée (J), à la maille de leurs zones d'équilibrage respectives ;
― pour TIGF, mise en place d'un nouvel indicateur portant sur la qualité des relèves intra-journalières des consommateurs industriels raccordés à son réseau. Cet indicateur est calculé de façon similaire à celui déjà mis en place pour GRTgaz. Pour GRTgaz, les modalités de calcul de l'indicateur correspondant sont adaptées afin de mieux tenir compte de l'ensemble des erreurs de mesure, notamment les erreurs ponctuelles ;
― adaptation des indicateurs existants portant sur la qualité des allocations journalières (transmises à J + 1) aux PITD et aux points d'interface avec les consommateurs industriels raccordés aux réseaux de GRTgaz et de TIGF, afin de maintenir leur caractère incitatif.
4.2. Indicateurs de suivi des maintenances
Les évolutions suivantes sont apportées au mécanisme de régulation incitative portant sur les maintenances :
― compte tenu de l'importance de la liaison Nord-Sud pour l'approvisionnement du sud de la France, la CRE décide de renforcer le suivi des maintenances sur cette liaison. GRTgaz présentera au premier trimestre 2013 un bilan sur l'interruption à la liaison Nord-Sud, ainsi que ses causes, pour les années 2011 et 2012. De plus, GRTgaz travaillera en Concertation Gaz sur la définition d'un indicateur de la capacité interruptible de la liaison Nord-Sud ;
― les deux indicateurs de GRTgaz de respect à la hausse et à la baisse du programme de maintenance sont fusionnés en un seul indicateur par type de point du réseau ;
― en outre, GRTgaz examinera en Concertation Gaz les modalités d'une incitation financière sur l'indicateur existant de respect du programme de maintenances publié à J-60.
4.3. Indicateurs de suivi de la relation avec les clients
Un indicateur de suivi portant sur les raccordements aux réseaux de transport des gestionnaires de réseaux de distribution et des consommateurs industriels est mis en place afin de suivre le respect par les GRT des délais liés aux procédures de raccordement.
L'indicateur portant sur la disponibilité des portails des GRT intègre dorénavant la disponibilité des plateformes publiques Smart GRTgaz pour GRTgaz et Data Gas pour TIGF. En outre, la fiabilité des informations mises à disposition sur les portails utilisateurs Trans@ctions et Tetra fait l'objet d'un nouvel indicateur recensant les réclamations des utilisateurs sur le sujet.
5. Compte de régularisation des charges et des produits
Le compte de régularisation des charges et des produits (CRCP) est un compte fiduciaire qui est alimenté à intervalle régulier par tout ou partie des écarts de coûts ou de revenus constatés sur des postes prédéfinis. L'apurement du solde de ce compte s'opère par une diminution ou une augmentation des revenus à recouvrer par les tarifs.
Afin d'assurer la neutralité financière du mécanisme, les montants pris en compte dans le CRCP sont actualisés à un taux d'intérêt équivalent au taux sans risque retenu dans le cadre de la présente proposition tarifaire. Ce taux est fixé à 4,0 % par an, nominal avant impôt.
Pour la présente décision tarifaire, les postes de charges et de revenus qui sont soumis à ce mécanisme sont :
― les revenus liés à l'acheminement sur le réseau de transport. Compte tenu du système de souscriptions normalisées des capacités de transport aux points d'interface transport distribution (PITD), le revenu lié à l'acheminement sur le réseau aval de transport (sortie du réseau principal, réseau régional et livraison) est couvert à 100 % par le CRCP. Il en est de même pour le revenu au niveau des entrées et sorties aux stockages (capacités allouées automatiquement en fonction des souscriptions auprès des gestionnaires de stockages souterrains) et pour le revenu lié à la vente de capacités à la liaison Nord-Sud via le mécanisme de couplage de marché. Afin d'inciter les GRT à offrir les meilleurs services aux utilisateurs, le revenu lié à l'acheminement sur le réseau amont de transport (autres points du réseau principal) est couvert :
― à 50 % par le CRCP pour un écart entre la réalisation et la prévision inférieur ou égal à +/― 10 % du revenu prévu ;
― à 100 % par le CRCP pour un écart entre la réalisation et la prévision au-delà de +/― 10 % du revenu prévu ;
― les produits de raccordement des centrales à cycle combiné gaz (CCCG) et les Turbines à combustion (TAC). Ces produits sont couverts à 100 % par le CRCP ;
― les charges de capital supportées par les GRT. Le montant de ces charges est couvert à 100 % par le CRCP, dans la limite des dispositifs de régulation incitative décrits ci-dessus ;
― les charges d'énergie motrice (gaz et électricité) et l'écart entre les charges et les recettes liées aux quotas de CO2 des GRT. Ces charges sont couvertes à 80 % par le CRCP ;
― les charges pour GRTgaz et les recettes pour TIGF liées à l'accord entre GRTgaz et TIGF permettant l'utilisation par GRTgaz du réseau de TIGF. Le montant de ces charges et recettes est couvert à 100 % par le CRCP ;
― l'écart entre l'inflation prévisionnelle prise en compte par la CRE pour la mise à jour annuelle des charges d'exploitation des GRT et l'inflation réellement constatée ;
― les incitations financières liées au mécanisme de régulation incitative de la qualité de service, pour tous les indicateurs concernés, afin de permettre le reversement, aux utilisateurs des réseaux, des pénalités en cas de non atteinte du niveau de qualité de service fixé, ou le versement, aux GRT, des bonus en cas de dépassement des objectifs ;
― les incitations financières liées au dispositif de régulation incitative des coûts des projets d'investissement. Les bonus ou malus générés sont pris en compte à 100 % dans le CRCP ;
― les charges consécutives à la fourniture d'une prestation de flexibilité pour le réseau B, sous réserve que la CRE ait approuvé préalablement les contrats concernés.
Le cas échéant, l'application du CRCP sera assortie de contrôles sur le caractère efficace des charges engagées. Ces contrôles pourront porter, en particulier, sur les investissements engagés par les GRT et sur les charges d'énergie qu'ils supportent.
En complément, les résultats des audits conduits par la CRE seront pris en compte au CRCP.
6. Clause de rendez-vous à mi-période
La présente décision tarifaire introduit une clause de rendez-vous activable à l'expiration d'un délai de deux ans après l'entrée en vigueur du tarif, soit pour l'évolution du tarif au 1er avril 2015.
Les conséquences éventuelles de nouvelles dispositions législatives ou réglementaires ou d'une décision juridictionnelle ou quasi juridictionnelle pourront être examinées si le niveau des charges nettes d'exploitation retenues dans le tarif de GRTgaz ou de TIGF se trouvait modifié d'au moins 1 %. La trajectoire de charges nettes d'exploitation à couvrir par le tarif ATRT5 pourra être revue par la CRE après cet examen. Les conséquences financières induites par ces évolutions exogènes ne sont prises en compte qu'au titre de la période postérieure à la mise en œuvre de cette clause de rendez-vous, sous réserve qu'elles correspondent à une gestion efficace de l'opérateur.
7. Evolution de la grille tarifaire en cours de période
La grille tarifaire des deux GRT évolue le 1er avril de chaque année à compter du 1er avril 2014 selon les principes suivants :
― prise en compte de la trajectoire du revenu autorisé définie pour quatre ans et constituée de :
― la trajectoire de charges de capital définie par la CRE ;
― la trajectoire des charges d'exploitation fixée par la CRE et qui évolue chaque année selon l'inflation et un coefficient prédéfini ;
― la mise à jour du poste " énergie et quotas de CO2 " ;
― mise à jour des hypothèses de souscription de capacité ;
― apurement d'un quart du solde global du CRCP ;
― évolutions de la structure tarifaire décidées par la CRE, notamment pour réduire le nombre de places de marché et mettre en œuvre les codes de réseau européens.
Dans le cas où les charges éventuelles liées à la flexibilité du réseau de gaz B s'accroîtraient au cours de la période tarifaire ― en application de conventions conclues entre GRTgaz et GDF Suez, que la CRE aurait préalablement approuvées ― ces charges additionnelles seront prises en compte lors de l'évolution annuelle suivant cette augmentation, et les charges au titre de la période comprise entre l'entrée en vigueur de cette augmentation et l'évolution annuelle qui la prend en compte seront couvertes à 100 % au CRCP.
II. ― Niveau des tarifs
1. Charges d'exploitation
L'article L. 452-1 du code de l'énergie dispose que " les tarifs d'utilisation des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel et des installations de gaz naturel liquéfié, [...], 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. [...]. Figurent notamment parmi ces coûts les dépenses d'exploitation, de recherche et de développement nécessaires à la sécurité du réseau et à la maîtrise de la qualité du gaz naturel injecté ou soutiré ainsi que la partie du coût des extensions de réseaux restant à la charge des distributeurs. "
Conformément aux dispositions de cet article du code l'énergie, les charges d'exploitation à couvrir par les tarifs ont été déterminées à partir de l'ensemble des coûts opérationnels nécessaires au fonctionnement des réseaux de transport, tels qu'ils ont été communiqués à la CRE et tels qu'ils apparaissent dans la comptabilité des opérateurs.
Pour fixer le niveau de ces charges, la CRE s'est notamment fondée sur :
― la trajectoire proposée par les deux transporteurs ;
― les données issues des comptes sociaux de GRTgaz et des comptes dissociés de TIGF pour les années 2009, 2010 et 2011 ;
― les prévisions d'évolution des charges pour les années 2012 à 2016 communiquées par GRTgaz et TIGF ;
― les résultats des audits et des analyses menées sur les charges d'exploitation pour les années 2009 à 2016 de GRTgaz et de TIGF.
1.1. Achats d'énergie
Les charges des GRT liées à l'achat de gaz, d'électricité et de quotas de CO2 sont en forte hausse par rapport aux tarifs précédents. Pour GRTgaz, le poste " énergie et quotas de CO2 " représente 125,3 M€ en 2013, soit une hausse d'environ 40 % par rapport au montant pris en compte par le tarif en 2012. Pour TIGF, ce poste s'élève à 6,3 M€ en 2013, soit une hausse d'environ 50 % par rapport au montant pris en compte par le tarif en 2012.
Les prix unitaires du gaz et de l'électricité retenus pour l'ATRT5 sont fondés, quand cela est possible, sur les prix à terme des marchés de gros (notamment le PEG Nord ou à défaut le TTF augmenté du spread moyen constaté depuis 2009 entre le TTF et le prix PEG Nord pour le gaz) ou sur des estimations de la CRE, en l'absence de référence de marché pertinente.
a) GRTgaz :
La hausse des charges d'énergie est due, d'une part, à l'augmentation des besoins en énergie liée à l'écart de bilan technique (EBT) et, d'autre part, à l'augmentation des prix du gaz et de l'électricité.
S'agissant de l'EBT, le plan d'action mis en œuvre par GRTgaz a permis de diminuer significativement les consommations liées à ce poste (2 255 GWh en 2009, 1 475 GWh en 2010, 735 GWh en 2011 et 125 GWh estimé pour 2012). Cette baisse est compensée par l'amélioration du comptage au point d'interface transport distribution (PITD) Paris, qui conduit à augmenter l'EBT d'un volume estimé à 1,3 TWh pour l'année 2013. En effet, GRTgaz a modifié sa méthode de comptage au PITD Paris depuis le 1er novembre 2012 en s'appuyant sur 120 nouveaux postes de comptage en remplacement de la méthode par bilan appliquée précédemment.
Au total, la CRE retient une hypothèse d'EBT égale à 1 425 GWh pour 2013 puis une décroissance de ce poste de 100 GWh par an à partir de 2014. L'EBT de GRTgaz est donc stable par rapport à la moyenne de la période tarifaire précédente. En conséquence, la CRE considère qu'il n'est pas nécessaire, à ce stade, de faire évoluer le volume de pertes retenu dans le tarif de GrDF.
Les consommations de gaz et d'électricité motrices sont en forte augmentation par rapport à celles retenues dans le tarif pour 2012. Ce niveau élevé est lié à la configuration des flux d'approvisionnement : la baisse des importations de GNL est compensée par une hausse des importations de gaz depuis le nord et l'est de la France. En outre, les exportations vers l'Espagne sont à des niveaux importants depuis mi-2011. Ce schéma de flux conduit à l'augmentation des besoins de compression pour transporter davantage de gaz du nord vers le sud de la France. La CRE estime qu'aucun élément ne permet d'envisager une évolution de cette situation à court terme. Elle retient donc l'hypothèse d'une consommation d'énergie stable par rapport à 2012.
Enfin, dès 2013, les besoins de quotas de CO2 de GRTgaz excèdent ses allocations gratuites en raison de la diminution progressive des quotas gratuits de CO2.
EN M€
2012
Tarif
2012
Estimation
2013
Tarif
2014
Tarif
2015
Tarif
2016
Tarif
Gaz carburant + EBT
76,1
64,7
102,1
98,2
94 
90,2
Electricité
16,8
19,2
22,7
26,3
27,5
28,7
Quotas de CO2
― 3,1
― 6,5
0,5
0,9
1,4
1,9
Autres charges et produits
― 0,5
Total
89,8
77,0
125,3
125,4
122,9
120,8 
b) TIGF :
Les charges d'énergie sont globalement stables sur la prochaine période tarifaire. Les prévisions pour le poste EBT sont, comme les années précédentes, nulles pour TIGF.
Malgré la diminution progressive des quotas gratuits de CO2 à compter de 2013, ce poste reste nul pour TIGF, ce dernier disposant de stocks de quotas de CO2.
EN M€
2012
Tarif
2012
Estimation
2013
Tarif
2014
Tarif
2015
Tarif
2016
Tarif
Gaz carburant + EBT
4,4
5,1
5,5
4,5
4,7
4,7
Electricité
0,3
0,8
0,8
0,8
0,9
1,3
Quotas de CO2
― 0,5
0
0
0
0
0
Total
4,2
5,9
6,3
5,3
5,6
6,0 
1.2. Actions de promotion de l'usage du gaz
La CRE a analysé en détail les actions de promotion du gaz proposées par GRTgaz, visant à inciter les consommateurs industriels à changer d'énergie au profit du gaz. Contrairement au programme présenté par GrDF dont la CRE a décidé de couvrir les charges dans le cadre du tarif ATRD 4, les actions envisagées par GRTgaz n'auraient, selon les éléments fournis par l'opérateur, d'effet à la baisse sur le tarif de transport de gaz qu'à un horizon lointain et incertain (supérieur à dix ans). Par conséquent, la CRE estime que ces incertitudes ne permettent pas de considérer ces coûts comme ceux d'un gestionnaire efficace.
1.3. Mix énergétique du futur
La CRE est favorable, sur le principe, aux projets de GRTgaz concernant le " mix énergétique du futur ", qui pourraient permettre aux gestionnaires de réseaux de transport de gaz de diversifier l'utilisation de leurs infrastructures à long terme. Toutefois, ces projets ne concernent pas directement les utilisateurs actuels des réseaux de transport de gaz. Au vu de la hausse du tarif ATRT5, elle considère que ces dépenses ne doivent pas peser sur les utilisateurs du réseau et doivent donc être incluses dans le périmètre de charges faisant l'objet de la trajectoire de productivité.
1.4. Autres postes de charges
A la suite des audits externes et des analyses menées par la CRE, certains postes (notamment le poste de charges centrales pour GRTgaz, et des postes divers de provisions pour les deux GRT) ont été retraités à la baisse à hauteur des montants suivants :
RETRAITEMENTS EN M€
2013
2014
2015
2016
GRTgaz
14,5
15,1
18,9
20,9
Dont charges centrales
4,0
4,0
4,0
4,0
TIGF
1,9
1,7
1,6
1,6
Les charges centrales de GRTgaz sont composées des charges de statut (1 % CCAS et tarif agent) et des charges de siège (" Management Fees ").
Conformément à sa décision de certification du 26 janvier 2012, la CRE limite la prise en compte des charges de siège aux seules charges strictement liées aux fonctions de communication financière, et d'audit et risques. En conséquence, la CRE retient un niveau de 2 M€ par an sur la prochaine période tarifaire, alors que GRTgaz demandait en moyenne 6 M€ par an.
1.5. Objectif de productivité
Les articles L. 452-1 et L. 452-3 fixent les principes d'une régulation incitative pour encourager les opérateurs à améliorer leurs performances notamment en recherchant des efforts de productivité.
Dans ce cadre, la CRE a analysé en détail la trajectoire d'évolution des charges nettes d'exploitation des gestionnaires de réseaux entre le réalisé 2011, dernière année pour laquelle des résultats définitifs étaient disponibles, et les prévisions pour la période 2012-2016.
La CRE a identifié pour chaque GRT un périmètre d'activité constant, excluant notamment les évolutions des impôts et taxes, les dépenses liées aux nouvelles contraintes réglementaires, les achats d'énergie et les charges liées à la troisième directive, ainsi que les charges et recettes du contrat interopérateur conclu entre TIGF et GRTgaz.
Sur ce périmètre d'activité constant, la CRE a constaté que les charges d'exploitation demandées par GRTgaz et TIGF augmentent significativement sur la période 2011-2016 : respectivement + 3,0 % (+ 4,7 % par an entre 2011 et 2013, et + 1,8 % par an entre 2013 et 2016) et + 4,0 % (+ 3,9 % par an entre 2011 et 2013, et + 4,2 % par an entre 2013 et 2016) par an en moyenne, soit bien au-delà de l'évolution de l'inflation.
La CRE estime que les gestionnaires de réseaux doivent réaliser des efforts de productivité sur la prochaine période tarifaire concernant leurs charges d'exploitation à périmètre d'activité constant. Elle a fixé un niveau de charges pour ce périmètre d'activité constant pour 2013 à un niveau égal à celui constaté en 2011, augmenté de l'inflation. Pour les années suivantes, elle a retenu, pour ce même périmètre constant, une évolution correspondant à un pourcentage annuel de variation égal à " inflation ― 0,25 % " en 2014, " inflation ― 0,5 % " en 2015, puis " inflation ― 0,75 % " en 2016. Ces objectifs sont progressifs afin de permettre aux opérateurs de s'organiser pour réaliser des efforts de productivité en tenant compte des efforts liés en 2013 à la mise en œuvre du modèle ITO.
Sur la base de cette analyse, la CRE a révisé à la baisse de 26 M€ en moyenne par an la demande de GRTgaz, et de 5,3 M€ en moyenne par an celle de TIGF, sur la période 2013-2016.
Il en résulte que, pour GRTgaz :
― le niveau des charges nettes d'exploitation à périmètre d'activité constant s'établit à 438,5 M€ en 2013, en hausse de 17 M€ par rapport au réalisé 2011. Le niveau de ce périmètre augmente par la suite de 6 M€ par an en moyenne sur la période 2013-2016 ;
― le niveau des charges nettes d'exploitation hors périmètre d'activité constant s'établit à 328 M€ en 2013, en hausse de 128 M€ par rapport au réalisé 2011 de GRTgaz. Cette augmentation s'explique principalement par l'augmentation des charges d'énergie (+ 65 M€) et de nouvelles charges (impôts et charges sociales, conséquences de la transposition de la directive 2009/73/CE et dépenses de sécurité) décrites en paragraphe 1.6.
Pour TIGF :
― le niveau des charges nettes d'exploitation à périmètre d'activité constant s'établit à 76,8 M€ en 2013, en hausse de 3 M€ par rapport au réalisé 2011. Le niveau de ce périmètre augmente par la suite de 1,6 M€ par an en moyenne sur la période 2013-2016 ;
― les recettes de l'accord interopérateur conclu avec GRTgaz s'élèvent à 33,1 M€ en 2013, en hausse de 2,5 M€ par rapport aux recettes 2011 ;
― enfin, le niveau des autres charges nettes d'exploitation hors périmètre d'activité constant s'établit à 20,5 M€ en 2013, en hausse de 3 M€ par rapport au réalisé 2011 de TIGF. Cette augmentation s'explique principalement par de nouvelles charges (impôts et charges sociales, conséquences de la transposition de la directive 2009/73/CE et dépenses de sécurité) décrites en paragraphe 1.6, qui sont partiellement compensées par une diminution des charges d'énergie (― 2 M€) entre 2011 et 2013 pour TIGF.
1.6. Principaux facteurs de hausse
Malgré ces révisions, les trajectoires de charges d'exploitation retenues par la CRE pour les deux GRT sont en hausse importante par rapport à celles fixées pour l'ATRT4. Outre le poste énergie, les principaux facteurs de hausse sont liés à des charges nouvelles par rapport à la période antérieure.
a) Impôts et charges sociales :
La prise en compte des évolutions fiscales dans les trajectoires prévisionnelles de charges d'exploitation des deux GRT occasionne une hausse des charges des opérateurs pour la prochaine période tarifaire.
A ce stade, la meilleure estimation par les opérateurs du surcoût total des évolutions fiscales sur leurs charges d'exploitation s'élève à 19 M€ et 4 M€ par an respectivement pour GRTgaz et TIGF, par rapport à la période tarifaire ATRT4. Ces hausses sont principalement liées à l'entrée en vigueur de l'imposition forfaitaire des entreprises de réseaux (IFER), l'augmentation du taux des cotisations sociales et l'élargissement de leur assiette de calcul.
b) Conséquences de la transposition de la directive 2009/73/CE :
La transposition de la directive 2009/73/CE dans le code de l'énergie impose aux GRT des règles d'organisation et d'indépendance vis-à-vis des sociétés exerçant une activité de production ou de fourniture au sein de l'entreprise verticalement intégrée à laquelle ils appartiennent. Les principales obligations qui en découlent pour les GRT sont la séparation complète de leurs systèmes d'information ainsi que le renforcement de leur autonomie vis-à-vis de leur maison mère. Ces obligations ont contribué de manière significative aux hausses de charges d'exploitation des deux GRT français.
GRTgaz a internalisé des fonctions supports précédemment fournies par le groupe (achats, comptabilité, RH, services généraux, informatique). Cette modification de périmètre a conduit à l'intégration de 271 agents précédemment employés par la maison mère ainsi qu'à l'embauche de 39 agents supplémentaires. Ces augmentations de charges sont en partie compensées par la diminution du recours aux prestations précédemment fournies par la maison mère. GRTgaz a chiffré les conséquences de cette transposition (hors systèmes d'information) à environ 10 M€ par an sur la prochaine période tarifaire.
TIGF a renforcé son autonomie en créant 37 postes supplémentaires (y compris les créations de postes résultant d'une hausse de son activité). TIGF a chiffré l'impact de la mise en place de la directive 2009/73/CE, y compris la mise en œuvre des codes réseaux, à environ 2 M€ par an sur la prochaine période tarifaire.
GRTgaz et TIGF ont également lancé des programmes importants visant à séparer totalement leurs systèmes d'information de ceux de la maison mère. Les gestionnaires de réseau ont chiffré les surcoûts induits à environ 10 M€ et 1,4 M€ par an en moyenne respectivement pour GRTgaz et TIGF.
c) Sécurité :
Les contraintes réglementaires liées à la sécurité, notamment la réglementation sur les travaux à proximité des réseaux des GRT (plan anti-endommagement) et la mise en œuvre de l'arrêté " Multifluides ", induisent des actions nouvelles pour les deux GRT. Il s'agit principalement d'investigations complémentaires à réaliser sur sollicitation des aménageurs, de travaux de rénovation de canalisations et d'une augmentation des inspections de surface.
GRTgaz a chiffré l'impact de ces travaux à environ 13 M€ par an sur la période 2013-2016. TIGF estime les surcoûts liés à ces actions à environ 3 M€ par an sur cette période.
1.7. Synthèse
Les charges d'exploitation des GRT à périmètre d'activité constant par rapport à la période tarifaire ATRT4 évoluent suivant la trajectoire de productivité fixée par la CRE, soit inflation ― 0,4 % par an en moyenne entre 2013 et 2016.
Les principaux postes de charges non inclus dans ce périmètre d'activité constant sont les achats d'énergie, les impôts et taxes, les nouvelles dépenses dues à la directive 2009/73/CE et à la sécurité, ainsi que les charges et recettes du contrat interopérateur conclu entre TIGF et GRTgaz. Chacun de ces postes évolue suivant sa propre trajectoire en fonction des besoins identifiés par les GRT et validés par la CRE.
La somme de ces deux périmètres conduit :
― pour GRTgaz, à un niveau de charges d'exploitation nettes de 766,7 M€ en 2013, en hausse de 142,3 M€ par rapport au tarif 2012, et à une évolution ultérieure de l'inflation ―1,45 % par an en moyenne entre 2013 et 2016 ;
― pour TIGF, à un niveau de charges d'exploitation nettes de 64,2 M€ en 2013, en hausse de 10,2 M€ par rapport au tarif 2012 (défini, pour TIGF, sur la base d'une moyenne entre les années 2011 et 2012), et à une évolution ultérieure de l'inflation + 2,45 % par an en moyenne entre 2013 et 2016.
2. Charges de capital
Les charges de capital comprennent la rémunération et l'amortissement de la base d'actifs régulée (BAR) ainsi que la rémunération des immobilisations en cours et, le cas échéant, les coûts échoués et les ajustements décidés par la CRE.
Le taux de rémunération de la BAR est fixé à 6,50 %, réel avant impôt.
2.1. Base d'actifs régulée
Les charges de capital comprennent une part d'amortissement et une part de rémunération financière du capital immobilisé. Le calcul de ces composantes est établi à partir de la valorisation de la BAR, qui est effectuée sur la base d'une méthodologie de type " coûts courants économiques " dont les principes essentiels ont été arrêtés par la commission spéciale instituée par l'article 81 de la loi de finances rectificative du 28 décembre 2001, chargée de fixer le prix de cession, par l'Etat, de ses réseaux de transport de gaz naturel.
Les durées de vie retenues pour les principales catégories d'actifs industriels sont de :
― 50 ans pour les canalisations ;
― 30 ans pour les équipements de compression.
Les actifs sont réévalués au 1er janvier de chaque année. L'indice de réévaluation utilisé est l'indice 641194 des prix à la consommation hors tabac en glissement de juillet à juillet, tel que calculé par l'INSEE pour l'ensemble des ménages résidant en France.
Depuis 2006, la date conventionnelle d'entrée des actifs dans la BAR est fixée au 1er janvier de l'année suivant leur mise en service (au lieu du 1er juillet de l'année de leur mise en service pour les actifs mis en service antérieurement).
2.2. Programmes d'investissement
Le calcul de la BAR et des charges de capital pour l'ATRT5 prend en compte les prévisions d'investissement fournies par les opérateurs et révisées par la CRE.
Les trajectoires d'investissement retenues sont les suivantes :
INVESTISSEMENTS NETS DES SUBVENTIONS EN M€
2013
2014
2015
2016
GRTgaz
896
647
784
582
TIGF
132
121
89
82
Pour GRTgaz, la CRE a retenu :
― la totalité des charges prévisionnelles liées aux investissements de fluidité décidés ;
― la totalité des charges liées au projet de doublement de l'artère de Bourgogne ainsi que 20 % du montant des autres projets de fluidité non décidés (qui représentent un total de 204 M€ sur la période), afin de tenir compte de la probabilité que certains investissements ne soient pas réalisés ;
― les charges prévisionnelles liées aux investissements hors fluidité, à l'exception de certains investissements de comptage dont l'opérateur n'a pas démontré la nécessité.
Pour TIGF, la CRE a retenu :
― les charges prévisionnelles liées aux investissements de fluidité décidés ;
― 20 % des charges prévisionnelles relatives aux projets de fluidité non décidés (qui représentent une enveloppe de 34,3 M€ sur la période) ;
― les charges prévisionnelles liées aux investissements hors fluidité.
La CRE rappelle que les écarts éventuels entre les prévisions d'investissements ci-dessus et les charges calculées sur la base des éléments effectivement constatés seront intégralement couverts par le mécanisme de CRCP, sous réserve des résultats d'audit éventuels et des effets des mécanismes incitatifs à la maîtrise des coûts des programmes d'investissement.
2.3. Coût du capital
La méthode retenue pour fixer le taux de rémunération de base des actifs est fondée sur le coût moyen pondéré du capital (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 nouveau tarif, la CRE a réexaminé les différents paramètres intervenant dans le calcul du CMPC et les fourchettes de valeurs qui en résultent. Elle a également :
― confié une étude à un consultant extérieur sur le coût moyen pondéré du capital pour les infrastructures électriques et gazières menée durant l'été 2011 ;
― mené régulièrement en interne des travaux d'évaluation des paramètres du coût du capital ;
― auditionné les GRT qui ont commandité conjointement une étude auprès d'un consultant externe sur l'analyse de la rentabilité de l'activité de transport de gaz en France ;
― auditionné les actionnaires des GRT qui en ont fait la demande ;
― pris en compte les évolutions du cadre tarifaire.
Par la présente délibération tarifaire, la CRE fixe le coût moyen pondéré du capital pour le tarif ATRT5 à 6,50 %, réel avant impôt, 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 (*) 2,0 % 
Spread dette 0,6 % 
Prime de marché 5,0 % 
Bêta des actifs 0,58 
Bêta des fonds propres 0,96 
Levier (dette / [dette + fonds propres]) 50 % 
Taux de l'impôt sur les sociétés 34,43 % 
Coût de la dette (**) 2,6 % 
Coût des fonds propres (**) 10,4 % 
Coût moyen pondéré du capital (**) 6,50 %
(*) Soit un taux sans risque nominal de 4,0 %.
(**) Réel avant impôt.
Par rapport aux valeurs prises en compte pour définir le tarif ATRT4, les principales modifications portent sur :
― la diminution du bêta des actifs. Cette diminution reflète la réappréciation par la CRE du niveau du risque relatif de l'activité de transport de gaz par rapport à l'ensemble du marché. Le transport de gaz reste en effet une activité à relativement faible risque, à flux de trésorerie prévisibles, décorrélée en partie du marché des actions alors même que la crise financière s'est traduite par une augmentation globale du risque sur ce marché. Cette évolution est également cohérente avec la diminution du profil de risque de l'activité de transport de gaz compte tenu de l'introduction d'une clause de rendez-vous à deux ans ;
― un taux sans risque réel de 2,0 %, ce qui correspond à une baisse de l'hypothèse de taux sans risque nominal par rapport au tarif ATRT4 (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.
2.4. Rémunération du coût financier des investissements avant leur mise en service
Les charges de capital à couvrir par les tarifs de transport de gaz comprennent également le coût financier des immobilisations en cours. Le montant de ces immobilisations en cours est égal à la moyenne, pour chaque année d'application du tarif, entre leur niveau estimé au 1er janvier et celui au 31 décembre, compte tenu des dépenses engagées au cours de l'année. Cette rémunération, qui correspond au coût de la dette, est fixée à 4,6 % dans le cadre du présent tarif.
2.5. Traitement des coûts échoués
Dans le cadre du tarif ATRT4, la valeur comptable résiduelle des actifs retirés de l'inventaire avant la fin de leur durée de vie (coûts échoués) ainsi que les charges relatives aux études techniques et démarches amont, qui ne pourraient être immobilisées si les projets concernés ne se réalisaient pas, sont intégrées dans les charges à couvrir par le tarif. La prise en compte de ces coûts se fait au cas par cas, sur la base de dossiers argumentés présentés par les opérateurs à la CRE. Les produits de cession éventuels relatifs aux actifs sont déduits, le cas échéant, de la valeur nette comptable couverte par les charges de capital.
Ce mécanisme a été mis en place, notamment, afin de faciliter la prise de décision pour les nouveaux investissements, en réduisant le risque financier à long terme pour les opérateurs.
La CRE décide de maintenir ce dispositif en appliquant les modifications suivantes :
― seuls les coûts des études préalablement approuvées par la CRE et qui seraient abandonnées en cours de période tarifaire après approbation de la CRE seront pris en compte ;
― seuls les coûts échoués liés aux stations de compression et aux gros ouvrages retirés de l'inventaire avant la fin de leur durée de vie pourront être pris en compte.
La trajectoire prévisionnelle retenue pour l'ATRT5 est d'environ 2 M€ par an en moyenne pour GRTgaz. TIGF n'a prévu aucun coût échoué.
2.6. Activation de certaines dépenses
Dans sa délibération du 28 octobre 2010, la CRE a identifié des dépenses de sécurité et de mise en conformité (relatives à l'arrêté " Multifluides " de 2006) traitées comptablement comme des investissements par l'opérateur, alors qu'elles avaient été couvertes comme des charges d'exploitation pour la période 2009-2010 lors de l'établissement de la trajectoire du tarif ATRT4. La CRE a corrigé les charges de capital de GRTgaz correspondantes dans la mesure où, sur le plan tarifaire, cela avait conduit à considérer une même charge à la fois comme une charge d'exploitation (dans la trajectoire prévisionnelle de l'ATRT4) et comme une charge de capital (via le CRCP).
La CRE décide de poursuivre le retraitement de ces dépenses en neutralisant l'impact des charges de capital au titre de ces dépenses sur la période 2013-2016.
Les retraitements sont détaillés ci-après :
EN M€
2013
2014
2015
2016
Correction des CCN 
― 14,4 M€
― 13,8 M€
― 10,4 M€
― 10,3 M€
3. Souscriptions de capacités de transport
Pour établir les tarifs unitaires de transport, il est nécessaire de prévoir les volumes de capacités qui seront commercialisés par les GRT pendant la prochaine période tarifaire.
Du fait de la difficulté d'établir ces prévisions, le cadre de régulation prévoit :
― la mise à jour annuelle des hypothèses de souscriptions pour les deux GRT ;
― la couverture totale ou partielle au CRCP des revenus liés aux souscriptions de capacités.
La CRE a retenu des hypothèses de souscription pour l'ATRT5 en hausse du fait principalement du développement des interconnexions avec l'Espagne et la Belgique.
3.1. Réseau principal
Les hypothèses retenues pour le réseau principal sont établies à partir des capacités souscrites en 2011, des estimations de capacités souscrites pour l'année 2012 ainsi que des capacités déjà souscrites sur la prochaine période tarifaire relatives notamment aux engagements pris dans le cadre d'open seasons. Les hypothèses de souscription de capacités de sortie du réseau principal vers le réseau régional sont prises en cohérence avec celles retenues pour le réseau régional (cf. point 2 ci-après). Les revenus liés aux hypothèses de souscriptions sont calculés à niveau tarifaire constant par rapport au tarif 2012 :
― les hypothèses de revenus liés aux souscriptions de capacités aux entrées du réseau principal depuis les interconnexions terrestres, les terminaux méthaniers ainsi que les points d'interface transport production conduisent, pour GRTgaz, à une stabilité des revenus associés passant de 249,2 M€ en 2012 à 250,1 M€ en 2013 (+ 0,4 %) et, pour TIGF, à une forte augmentation de 7,4 M€ en 2012 à 12,5 M€ (+ 69 %). Cette forte hausse pour TIGF s'explique principalement par les résultats des open seasons organisées à Larrau (+ 6 M€). Les hypothèses de souscription, relatives aux injections de biométhane sont estimées par GRTgaz à 300 MWh/j en fin de période tarifaire. Sur le réseau de TIGF, les souscriptions de capacités d'injection du champ de production de Lacq s'annulent en 2014 ;
― les hypothèses de revenus liés aux souscriptions de capacités de sortie du réseau principal aux interconnexions terrestres conduisent, pour GRTgaz, à une augmentation de 94,2 M€ en 2012 à 95,9 M€ en 2013 (+ 1,8 %) et, pour TIGF, à une augmentation de 29,5 M€ en 2012 à 45,6 M€ (+ 55 %). Ces hausses s'expliquent principalement par l'augmentation des souscriptions en sortie à Oltingue pour GRTgaz (+ 1,2 M€) et à Larrau pour TIGF (+ 14,4 M€) ;
― les hypothèses de revenus liés aux souscriptions de capacités à la liaison Nord-Sud de GRTgaz ainsi qu'à l'interface GRTgaz Sud-TIGF conduisent, pour GRTgaz, à une augmentation de 75,2 M€ en 2012 à 108,8 M€ en 2013 (+ 45 %) et, pour TIGF, à une augmentation de 23,1 M€ en 2012 à 26,6 M€ (+ 15,2 %). Ces hausses s'expliquent principalement par une hausse des souscriptions de capacités Nord vers Sud (+ 19,6 M€, dont 7,4 M€ de recettes liées au couplage de marché) ainsi que par l'augmentation des souscriptions à l'interface entre les réseaux de GRTgaz et TIGF, en lien avec le développement des interconnexions (+ 16,5 M€ pour GRTgaz et TIGF) ;
― les hypothèses de revenus liés aux souscriptions aux PITS baissent de 36,2 M€ en 2012 à 30,4 M€ en 2013 (― 16 %) pour GRTgaz et de 21,9 M€ en 2012 à 18,7 M€ en 2013 (― 14,6 %) pour TIGF, du fait de la diminution des souscriptions de stockage ;
― l'arrêt de la commercialisation du service de conversion de base de gaz H en gaz B consécutif à la fusion des périmètres H et B de la zone Nord au 1er avril 2013 engendre une baisse de recettes d'environ 6 M€ en 2013 pour GRTgaz par rapport aux hypothèses retenues pour 2012 ;
― les hypothèses concernant les revenus annexes (vente de capacités quotidiennes, accès et transactions aux PEG, rabais de proximité, etc.) sont en hausse de 4,4 M€ entre 2012 et 2013 pour GRTgaz et en hausse de 1,9 M€ pour TIGF.
3.2. Réseau régional et livraison
Les hypothèses de souscriptions de capacités retenues pour le réseau régional prennent en compte, d'une part, les souscriptions normalisées des capacités aux PITD et, d'autre part, les souscriptions de capacités pour les consommateurs directement raccordés au réseau de transport et pour les points d'interconnexion sur réseau régional (PIRR).
3.3. Souscriptions normalisées des capacités de livraison aux PITD
Le système de souscriptions normalisées permet de garantir que les capacités de transport nécessaires pour alimenter les réseaux de distribution en cas de pointe de froid sont souscrites. Il consiste en une attribution automatique par les GRT des capacités de livraison aux PITD, en fonction du portefeuille de clients finaux alimentés par chaque expéditeur en aval de chaque PITD. Son fonctionnement détaillé est décrit dans le document " Système de souscriptions normalisées des capacités de transport aux PITD " publié sur le site internet du groupe de travail gaz 2007 ( http://www.gtg2007.com).
En application de ce système, sur chaque PITD, la capacité annuelle ferme de livraison (" capacité normalisée ") est allouée à chaque expéditeur par les GRT. Elle est égale à la somme :
― des capacités annuelles souscrites sur le réseau de distribution pour les points de livraison (PDL) " à souscription " alimentés en aval du PITD considéré ;
― des capacités calculées par les GRT pour les PDL " non à souscription " alimentés en aval du PITD considéré, en multipliant la consommation journalière de pointe des PDL " non à souscription " par le coefficient d'ajustement " A " correspondant.
Les coefficients d'ajustement " A " applicables à compter du 1er avril 2013 sont définis pour chaque zone d'équilibrage et chaque gestionnaire de réseau de distribution (GRD), dans le tableau suivant :
ZONE D'ÉQUILIBRAGE
NORD
SUD
TIGF
Gaz B
Gaz H
GrDF 
1,184
1,074
1,027
1,110
Régaz
Sans objet
Sans objet
Sans objet
1,118
Autres GRD
1
1
1
1
Une évolution des coefficients A est possible au 1er avril de chaque année pour prendre en compte la mise à jour de la consommation de pointe au risque 2 % calculée par les GRT pour chaque zone d'équilibrage ainsi que la mise à jour du système de profilage et des consommations annuelles de référence des PDL " non à souscription " calculés par les GRD.
Le niveau des souscriptions normalisées de capacités de livraison aux PITD retenu pour GRTgaz est défini à partir de la moyenne des résultats des trois dernières analyses de l'hiver, à laquelle est appliqué le coefficient d'évolution des consommations retenu par GRTgaz dans son plan à dix ans, soit ― 0,4 %. En application de cette méthode, l'hypothèse de souscription retenue aux PITD pour 2013 diminue de 0,5 % par rapport au niveau retenu pour 2012 dans l'ATRT4 et de 0,4 % par rapport au niveau estimé pour 2012. Ces souscriptions diminuent ensuite d'environ 0,2 % par an entre 2013 et 2016.
Pour TIGF, le niveau prévu de souscription de capacités aux PITD en 2013 est égal à celui estimé pour 2012, et en hausse de 1 % par rapport au niveau retenu dans le tarif ATRT4 pour 2012. Ce niveau reste stable entre 2013 et 2016.
3.4. Souscriptions de capacités de livraison pour les consommateurs
directement raccordés au réseau de transport et les PIRR
Les souscriptions de capacités prévues pour ces points sont établies à partir des capacités réellement souscrites en 2011 et 2012 et des prévisions d'évolution pour les années suivantes.
Les hypothèses de souscriptions de capacités de livraison pour les consommateurs directement raccordés au réseau de transport, hors sites fortement modulés, ainsi que pour les PIRR augmentent en 2013 de 1,9 % pour GRTgaz alors qu'elles diminuent de 9,4 % pour TIGF par rapport aux hypothèses retenues pour 2012. Ces écarts s'expliquent, pour GRTgaz, par la sous-estimation des hypothèses 2012 (réalisées fin 2011) et pour TIGF, par le caractère trop optimiste des hypothèses d'évolution des souscriptions sur son réseau (établies en octobre 2010).
Les hypothèses d'évolution de ces souscriptions retenues sont, en moyenne, stables pour GRTgaz (― 0,1 % par an) et TIGF (0 %) de 2013 à 2016.
Les hypothèses de souscriptions des sites fortement modulés sont en forte hausse de 2012 à 2013 (+ 12,9 %) et continuent à croitre à un rythme soutenu jusqu'en 2016 (+ 9,3 % par an) en raison de la mise en service courant 2012 de centrales de production d'électricité à partir de gaz et en prévision de la mise en service de nouvelles centrales en 2015 et 2016. Aucun projet de construction de centrale électrique n'est pris en compte dans les hypothèses de souscription retenues pour TIGF.
3.5. Evolution des revenus liés aux souscriptions sur le réseau régional
Les hypothèses de revenus liés aux souscriptions sur le réseau régional sont en très léger recul sur la prochaine période tarifaire (― 1,8 M€ cumulés entre 2012 et 2016).
ENTRE 2012 ET 2013
DE 2013 À 2016
(cumul)
GRTgaz
+ 0,3 M€ (0 %)
― 1,8 M€ (― 0,1 %)
TIGF
― 0,3 M€ (― 0,4 %)
0
3.6. Evolution globale des souscriptions
Les hypothèses de souscription de capacités retenues pour GRTgaz et TIGF conduisent, en moyenne, aux évolutions suivantes par rapport aux hypothèses de souscriptions de capacités retenues pour l'année 2012 dans le tarif ATRT4 :
ÉVOLUTION DES HYPOTHÈSES DE REVENUS
liés aux souscriptions de capacités
ENTRE 2012 ET 2013
DE 2013 À 2016
(en moyenne par an)
GRTgaz
+ 30,2 M€ (+ 2 %)
+ 15,2 M€ (+ 1 %)
TIGF
+ 23,8 M€ (+ 12 %)
+ 5,2 M€ (+ 2,5 %)
4. Bilan sur le niveau des tarifs
4.1. Charges d'exploitation
GRTgaz :
M€
2013
Charges d'exploitation brutes
960,5
Produits d'exploitation
― 193,8
Total charges d'exploitation (OPEX) nettes
766,7 
Pour la période 2014-2016, hors variation significative du prix de l'énergie et clause de rendez-vous, les OPEX nettes évoluent chaque année en appliquant aux OPEX de l'année précédente un coefficient égal à inflation ― 1,45 %.
TIGF :
M€
2013
Charges d'exploitation brutes
104,9
Produits d'exploitation 
40,7
Total charges d'exploitation nettes 
64,2
Pour la période 2014-2016, hors variation significative du prix de l'énergie et clause de rendez-vous, les OPEX nettes évoluent chaque année en appliquant aux OPEX de l'année précédente un coefficient égal à inflation + 2,45 %.
4.2. Charges de capital
GRTgaz : montant prévisionnel de la BAR.
M€
2013
2014
2015
2016
BAR au 1/1/n
7 079,5
7 567,4
7 957,8
8 873,4
Mises en service (*)
702,8
635,4
1 172,8
805,0
Amortissement
353,5
390,3
420,1
459,0
Réévaluation
138,6
145,3
162,8
173,0
BAR au 31/12/n
7 567,4
7 957,8
8 873,4
9 392,3 
(*) Investissements entrant dans la BAR.
Les mises en service de la prochaine période tarifaire concernent principalement le développement du réseau avec notamment la réalisation des ouvrages pour le raccordement du terminal de Dunkerque et le doublement de l'artère du Rhône.
TIGF : montant prévisionnel de la BAR.
M€
2013
2014
2015
2016
BAR au 1/1/n
1 117,6
1 210,1
1 248,0
1 365,5
Mises en service (*)
123,9
72,8
153,4
100,2
Amortissement
53,1
57,4
60,5
64,6
Réévaluation
21,8
22,5
24,7
25,9
BAR au 31/12/n
1 210,1
1 248,0
1 365,5
1 427,0 
(*) Investissements entrant dans la BAR.
La hausse de la BAR est due à la mise en service de projets structurants décidés lors de l'ATRT4, tels que le renforcement des capacités aux interconnexions France-Espagne.
GRTgaz : montant prévisionnel des charges de capital.
M€
2013
2014
2015
2016
Amortissement des actifs en service
353,5
390,3
420,1
459,0
Rémunération des actifs en service 
498,4
538,6
573,2
654,3
Rémunération des immobilisations en cours
54,1
56,6
59,9
36,9
Coûts échoués (à la valeur nette comptable)
2,0
2,0
2,0
2,0
Retraitement tarifaire(*)
― 14,4
― 13,8
― 10,4
― 10,3
Total charges de capital
893,6
973,8
1 044,8
1 142,0 
(*) Cf. paragraphe 2.6 Activation de certaines dépenses.
TIGF : montant prévisionnel des charges de capital.
M€
2013
2014
2015
2016
Amortissement des actifs en service
53,1
57,4
60,5
64,6
Rémunération des actifs en service 
83,3
92,4
94,9
106,3
Rémunération des immobilisations en cours
7,8
7,9
9,3
6,2
Retraitement tarifaire (*)
― 0,3
― 0,3
― 0,3
― 0,3
Total charges de capital
143,8
157,3
164,5
176,8 
(*) Cf. délibération de la CRE du 28 octobre 2010 relative à l'audit du projet artère de Guyenne.
4.3. Prise en compte du CRCP 2011-2012
Le bilan définitif du CRCP pour l'année 2011 est le suivant :
M€
SOLDE DU CRCP 2011
(réalisé, prévu dans le tarif)
GRTgaz :
― 7,4
Revenus acheminement aval, couverts à 100 %
+ 4,9
Revenus acheminement amont, couverts à 50 %
0
Poste énergie
+ 4,1
Charges de capital
+ 0,7
Recettes de raccordement (CCCG)
― 11 
Contrat de prestation entre GRTgaz et TIGF
― 5,1
Ecart IPC
+ 0,3
Reversements liés au mécanisme de régulation incitative de la qualité de service 
― 1,3
TIGF :
3,6
Revenus acheminement aval, couverts à 100 %
― 0,8
Revenus acheminement amont, couverts à 50 %
― 0,4
Poste énergie
― 3,5
Contrat de prestation entre GRTgaz et TIGF intégrant le retraitement de ce poste (*)
+ 7,5
Charges de capital
+ 1 
Reversements liés au mécanisme de régulation incitative de la qualité de service
― 0,2
Pour l'année 2012, le solde du CRCP est estimé à ― 7,6 M€ pour GRTgaz et ― 1,8 M€ pour TIGF :
M€
CRCP 2012 estimé
(estimé, prévu dans le tarif)
GRTgaz :
― 7,6
Revenus acheminement aval, couverts à 100 %
+ 7,9
Revenus acheminement amont, couverts à 50 %
+ 3,5
Poste énergie
+ 10,2
Charges de capital
― 19 
Recettes de raccordement (CCCG)
― 11,9
Contrat de prestation entre GRTgaz et TIGF
+ 1 
Bilan coûts échoués ATRT4
+ 0,9
Ecart IPC
+ 0,3
Reversements liés au mécanisme de régulation incitative de la qualité de service
― 0,5
TIGF :
― 1,8
Revenus acheminement aval, couverts à 100 %
― 0,6
Revenus acheminement amont, couverts à 50 %
― 1,2
Poste énergie
― 1,4
Contrat de prestation entre GRTgaz et TIGF intégrant le retraitement de ce poste (*)
+ 1,8
Charges de capital
0 
Reversements liés au mécanisme de régulation incitative de la qualité de service
― 0,4 
(*) A la suite des échanges avec TIGF relatifs au calcul du CRCP pour les années 2011 et 2012 et d'un audit, la CRE a relevé une erreur matérielle dans la délibération portant proposition tarifaire de la CRE du 28 octobre 2010 concernant le montant de recettes à prendre en compte au CRCP pour le contrat interopérateur avec GRTgaz. En l'état, cette erreur conduirait à couvrir deux fois une même charge. En conséquence, la CRE décide de la neutraliser en retraitant le poste correspondant du CRCP de TIGF à hauteur de + 2,4 M€ pour 2011 et + 2,8 M€ pour 2012.
Ces montants ainsi que le reliquat du CRCP au titre des années 2009-2010 seront apurés sur la période ATRT5 avec des annuités constantes. Un taux d'intérêt équivalent au taux sans risque, soit 4 % nominal avant impôt, s'applique annuellement à ces montants.
Ces résultats se traduisent par une augmentation des charges à recouvrer par les tarifs ATRT5 de 2,2 M€ par an pour GRTgaz et une diminution de 3,2 M€ par an pour TIGF.
4.4. Revenu autorisé
Le niveau de charges à recouvrer par le tarif pour chaque GRT est le suivant :
GRTgaz :
M€
2013
2014
2015
2016
Charges de capital
893,6
973,8
1 044,8
1 142,0
Charges d'exploitation nettes
766,7
IPC ― 1,45 % (*)
CRCP ATRT 4
2,2
2,2
2,2
2,2
Total revenu autorisé
1 662,4
(*) Hors variation significative du prix de l'énergie et clause de rendez-vous.
TIGF :
M€
2013
2014
2015
2016
Charges de capital
143,8
157,3
164,5
176,8
Charges d'exploitation nettes
64,2
IPC + 2,45 % (*)
CRCP ATRT 4
― 3,2
― 3,2
― 3,2
― 3,2
Total revenu autorisé
204,9
(*) Hors variation significative du prix de l'énergie et clause de rendez-vous.
4.5. Grille tarifaire
Compte tenu des trajectoires de charges et des hypothèses de souscriptions de capacités retenues par la CRE, les tarifs des GRT évoluent selon les modalités suivantes :
2013
2014
2015
2016
GRTgaz
+ 8,3 %
+ 3,8 %
TIGF
+ 8,1 %
+ 3,6 %
Sur la base d'une hypothèse d'inflation à 2 % et hors évolution des paramètres pris en compte lors de chaque révision annuelle, les grilles tarifaires de GRTgaz et TIGF évolueront respectivement de + 3,8 % et + 3,6 % par an en moyenne à partir de 2014.
III. ― Structure des tarifs
Au 1er janvier 2009, la fusion des trois PEG Ouest, Nord et Est de GRTgaz en un grand PEG Nord H a permis de simplifier l'accès au marché et de renforcer le potentiel d'arbitrage des fournisseurs entre diverses sources de gaz, tout en renforçant la sécurité d'approvisionnement.
Si la concurrence sur les marchés de gros et de détail s'est fortement développée dans le nord de la France, permettant aux consommateurs, notamment industriels, de bénéficier de prix compétitifs, les PEG GRTgaz Sud et TIGF restent en revanche peu liquides. De ce fait, les consommateurs, notamment industriels, présents dans le sud de la France ne bénéficient pas de conditions de marché aussi attractives qu'en zone Nord.
Sur la base de travaux de consultation approfondis associant l'ensemble des parties prenantes, la CRE, dans sa délibération du 19 juillet 2012 (2), a fixé l'objectif de disposer en France, au plus tard en 2018, d'une seule place de marché et donc d'un seul prix du gaz. Une telle évolution est indispensable pour parvenir à un marché de gros du gaz efficace, permettant aux fournisseurs d'équilibrer leurs portefeuilles de façon optimale au bénéfice des consommateurs de gaz. Elle passe par des étapes intermédiaires pendant la période du tarif ATRT5 : fusion des PEG Nord H et Nord B en 2013 et création d'un PEG commun GRTgaz Sud-TIGF en 2015.
Ces évolutions nécessitent une adaptation de la structure tarifaire, tout en conservant les principes fondamentaux de tarification des réseaux de transport en vigueur :
― un tarif 100 % à la capacité ;
― un tarif entrée-sortie par zone d'équilibrage sur le réseau principal, avec une indépendance complète des souscriptions en entrée et des souscriptions en sortie ;
― un tarif fonction de la distance sur le réseau régional (coût du réseau régional jusqu'au pied de branchement), avec un système de souscriptions normalisées des capacités aux points d'interface transport distribution (PITD) et de souscriptions automatiques des capacités aux points d'interface transport stockage (PITS) et aux points d'interface transport terminaux méthaniers (PITTM).
(2) Délibération de la CRE du 19 juillet 2012 portant orientations sur l'évolution des places de marché de gaz en France.