- Teréga
Teréga estime que le poste « Energie et quotas de CO2 » s'établira à 7,0 M€ en 2018, à comparer au niveau prévisionnel de 6,3 M€ retenu lors de la dernière mise à jour au 1er avril 2018 du tarif ATRT6. Teréga explique cette hausse par une augmentation des besoins en électricité d'une part, et une augmentation du prix du gaz d'autre part.
Pour l'année 2019, Teréga anticipe un niveau de charges de 10,8 M€, et justifie cette prévision, en hausse de 2,5 M€ par rapport aux prévisions tarifaires 2019, par l'augmentation du besoin en électricité motrice en se substituant à l'usage du gaz, des hypothèses de flux Nord-Sud élevés, et une forte sollicitation du rebours à Cruzy (120 jours sur l'hiver) pour alimenter la zone Sud-Est de GRTgaz en cas de congestion.
Poste « Energie et quotas de CO2 » (demande)
2017
2018
2019
Est.
Réal.
Var.
Prév.
Est.
Var.
Tarif
Prév.
Var.
Gaz (M€)
5,5
5,4
- 0,1
5,1
5,4
+ 0,3
4,0
5,2
+ 1,2
Volumes (GWh)
303
300
- 3
281
290
+ 9
230
238
+ 8
Prix (€/MWh)
18,2
18,2
- 
18,0
18,6
+ 0,6
17,5
21,7
+ 4,2
Electricité (M€)
1,5
1,4
- 0,1
1,2
1,6
+ 0,4
4,3
5,6
+ 1,3
Volumes (GWh)
16
16
- 
13
17
+ 4
40
64
+ 24
Prix (€/MWh)
93,1
91,3
- 1,8
93,1
90,8
- 2,3
107,2
88,0
- 19,2
CO2
0,0
0,0
- 
0,0
0,0
- 
0,0
0,0
- 
TIC 10
0,0
0,0
- 
0,0
0,0
- 
0,0
0,0
- 
Total charges d'énergie
7,0
6,9
- 0,1
6,3
7,0
+ 0,7
8,3
10,8
+ 2,5
La CRE retient plusieurs ajustements par rapport à cette demande :
- les volumes d'EBT (Ecart de Bilan Technique) sont révisés à la baisse, notamment pour prendre en compte le niveau réalisé des années précédentes ;
- ajustement à la baisse des besoins en électricité pour prendre en compte des flux de GNL à Fos plus optimistes que ceux prévus par Teréga, et cohérents avec les hypothèses de flux retenus par la CRE pour la mise à jour ATTM5 au 1er avril 2019, au vu des tendances observées sur les dernières semaines et de l'évolution attendue de l'offre mondiale de GNL. Ces hypothèses conduisent à une utilisation du rebours à Cruzy beaucoup plus faible que celle prévue par Teréga dans son dossier tarifaire (18 jours sur l'hiver, au lieu de 120 jours dans la demande de Teréga).
En conséquence, le niveau retenu par la CRE concernant les charges d'énergie est le suivant :
Poste « Energie et quotas de CO2 » 
(retenu par la CRE)
2018
2019
Prév.
Est.
Var.
Tarif
Prév.
Var.
Gaz (M€)
5,1
5,3
+ 0,2
4,0
3,9
- 0,1
Volumes (GWh)
281
282
+ 1
230
191
- 39
Prix (€/MWh)
18,0
18,6
+ 0,6
17,5
20,6
+ 3,1
Electricité (M€)
1,2
1,6
+ 0,4
4,3
3,8
- 0,5
Volumes (GWh)
13
17
+ 4
40
43
+ 3
Prix (€/MWh)
93,1
90,8
- 2,3
107,2
88,0
- 19,2
CO2
0,0
0,0
- 
0,0
0,0
- 
TIC11
0,0
0,0
- 
0,0
0,0
- 
Total charges d'énergie
6,3
6,8
+ 0,6
8,3
7,7
- 0,6
2.1.4. Poste coûts de traitement des congestions
GRTgaz et Teréga prévoient dans leur demande tarifaire un total de 16 M€ de coûts de levée des congestions en 2019 dont 13,9 M€ pour GRTgaz et 2,1 M€ pour Teréga. Cette estimation est basée sur :
- le scénario « tendu » de référence utilisé pour le choix des mécanismes de levée des congestions lors des travaux en Concertation gaz portant sur la fusion des zones de gaz en France ;
- le coût unitaire de spread localisé observé lors de l'hiver 2018-2019.
La CRE rappelle que le scénario de référence utilisé par les GRT est un scénario tendu d'approvisionnement en GNL. En effet, ce scénario prend en compte des flux de GNL à Fos et à Montoir limités au minimum technique. Pour l'année 2019, un scénario aussi tendu n'est pas le plus probable au vu des prévisions d'arrivées de GNL en Europe et des tendances observées depuis plusieurs semaines, et de l'évolution attendue de l'offre mondiale de GNL. Des simulations prenant en compte des flux de GNL adaptés et un coût unitaire de spread localisé correspondant à la moyenne observée sur l'hiver 2018-2019 aboutissent à des coûts de traitement des congestions compris entre 0,2 M€ et 3,2 M€.
La CRE considère en outre que la réforme de l'accès des tiers aux infrastructures de stockage, dans la mesure où elle conduit à un remplissage important de ces derniers, devra avoir un impact sur le traitement des congestions ; les offres de spread localisé devront être plus nombreuses et moins chères.
Par conséquent la CRE retient un montant de 2 M€ à la maille France cohérent avec la moyenne des simulations réalisées, dont 1,8 M€ pour GRTgaz et 0,2 M€ pour Teréga, au titre des coûts de levée des congestions qui pourraient subsister à l'issue de la création de la place de marché unique.
La CRE rappelle enfin qu'en tout état de cause le mécanisme du CRCP permettra de couvrir à 100 % les charges qui auraient été sous-estimées ou surestimées.
2.1.5. Calcul du CRCP
Le solde du CRCP au 31 décembre 2018 sera apuré sur une période de 4 ans. Afin d'assurer la neutralité financière du mécanisme, il est actualisé au taux d'intérêt de 2,7 % correspondant au taux sans risque nominal pour la période ATRT6.
- GRTgaz :
Dans son dossier tarifaire, GRTgaz a estimé le solde du CRCP au 31 décembre 2018 à 89,3 M€ en déduction des charges à couvrir, dont - 93,8 M€ de reliquats des CRCP antérieurs, - 1,2 M€ de CRCP définitif 2017 et 5,7 M€ de CRCP provisoire 2018. Ce dernier est composé principalement de :
- recettes de souscriptions supérieures aux prévisions, en particulier les recettes de souscription aux PITS en lien avec la réforme des stockages ;
- charges énergie supérieures au prévisionnel (cf. charges d'énergie demandées par GRTgaz partie 2.1.2) ;
- charges de capital supérieures au prévisionnel en lien principalement avec le taux d'inflation utilisé pour réévaluer la BAR et dont le niveau réalisé (2,0 %) est supérieur au prévisionnel utilisé dans la trajectoire tarifaire (1,0 %) ;
- bonus lié à la mise en service dans les délais du projet Val de Saône (cf. Partie 1.5).
Le solde du CRCP au 31 décembre 2018 retenu par la CRE dans le calcul du revenu autorisé de GRTgaz s'élève à 45,6 M€ qui viendront en déduction des charges à couvrir. L'écart par rapport à la demande de GRTgaz provient principalement de la prise en compte de la décision de la CRE sur les règles de fonctionnement de la zone B (cf. partie 1.2), ainsi que de la correction des hypothèses sur les charges d'énergie (cf. partie 2.1.2) et les recettes de souscriptions de capacités estimées pour l'année 2018 (cf. partie 2.2.1). La CRE a par ailleurs intégré un montant de bonus lié à la qualité de service en lien avec le réalisé 2017.
GRTgaz - CRCP au 31 décembre 2018 :
GRTgaz
Demande GRTgaz (M€)
Montants retenus 
par la CRE (M€)
Reliquats des CRCP antérieurs
- 93,8
- 93,8
Ecart entre le CRCP estimé pour 2017 au 1er avril 2018 et le CRCP réalisé pour 2017
- 1,2
- 1,2
Ecarts estimés sur les charges et les produits pour 2018
5,7
49,4
dont recettes d'acheminement couvertes à 100 %
- 6,8
- 9,9
dont recettes d'acheminement couvertes à 80 %
- 4 ,0
- 5,6
dont recettes de raccordement CCCG et TAC
0,9
0,9
dont charges de capital normatives
10,5
10,5
dont charges d'énergie
5,5
4,2
dont contrat inter-opérateurs
- 0,1
- 0,1
dont écart d'OPEX dû à l'inflation
0,0
0,0
dont qualité de service
0,0
1,0
dont prestation de conversion H-B (variation des volumes)
- 19,9
28,8
dont pilote de conversion vers le gaz H de la zone B
- 0,1
- 0,1
dont désimbrication des activités de R&D d'avec la maison-mère
- 1,2
- 1,2
dont produits de prestations pour tiers liés aux grands projets d'aménagement
5,4
5,4
dont régulation incitative des investissements
16,0
16,0
dont coûts de traitement des congestions
- 0,5
- 0,5
Solde du CRCP au 31 décembre 2018
- 89,3
- 45,6
Le montant du solde du CRCP au 31 décembre 2018 sera apuré en quatre annuités constantes de - 12,2 M€, venant en diminution du revenu autorisé. Le montant au titre des écarts de l'année 2018 étant provisoire, la valeur définitive sera intégrée au CRCP au 1er avril 2020.
- Teréga :
Dans son dossier tarifaire, Teréga a estimé le solde du CRCP au 31 décembre 2018 à 5,5 M€ en addition aux charges à couvrir, dont - 1,2 M€ de reliquats des CRCP antérieurs, - 1,8 M€ de CRCP définitif 2017 et 8,6 M€ de CRCP provisoire 2018. Ce dernier est composé principalement de :
- recettes de souscriptions supérieures aux prévisions, en particulier les recettes de souscription aux PITS et en sortie du PIR Pirineos ;
- Charges énergie supérieures au prévisionnel (cf. charges d'énergie demandées par Teréga partie 2.1.2) ;
- Charges de capital supérieures au prévisionnel en lien notamment avec le taux d'inflation utilisé pour réévaluer la BAR et dont le niveau réalisé (2,0 %) est supérieur au prévisionnel utilisé dans la trajectoire tarifaire (1,0 %);
- Bonus lié à la mise en service dans les délais du projet Gascogne - Midi (cf. Partie 1.5);
Le solde du CRCP au 31 décembre 2018 retenu par la CRE dans le calcul du revenu autorisé de Teréga s'élève à 5,2 M€ qui viendront s'ajouter aux charges à couvrir. L'écart par rapport à la demande de Teréga provient de la correction des hypothèses sur les charges d'énergie (cf. partie 2.1.2) et les recettes de souscriptions de capacités estimées pour l'année 2018 (cf. partie 2.2.2).
Teréga - CRCP au 31 décembre 2018 :
Teréga
Demande Teréga (M€)
Montants retenus par la CRE (M€)
Reliquats des CRCP antérieurs
- 1,2
- 1,2
Ecart entre le CRCP estimé pour 2017 au 1er avril 2018 et le CRCP réalisé pour 2017
- 1,8
- 1,8
Ecarts estimés sur les charges et les produits pour 2018
8,6
8,3
dont recettes d'acheminement couvertes à 100 %
- 0,5
- 0,5
dont recettes d'acheminement couvertes à 80 %
- 0,5
- 0,6
dont charges de capital normatives
4,0
4,0
dont charges d'énergie
0,6
0,5
dont contrat inter-opérateurs
0,1
0,1
dont écart d'OPEX dû à l'inflation
0,0
0,0
dont qualité de service
0,8
0,8
dont régulation incitative des investissements
4,0
4,0
Solde du CRCP au 31 décembre 2018
5,5
5,2
Le montant du solde du CRCP au 31 décembre 2018 sera apuré en quatre annuités constantes de + 1,4 M€, venant en augmentation du revenu autorisé. Le montant au titre des écarts de l'année 2018 est provisoire : la valeur définitive sera intégrée au CRCP au 1er avril 2020.
2.1.6. Annuité de reversement inter-opérateur
A l'occasion de la création de la zone de marché unique, une partie des recettes initialement perçues à la liaison Nord-Sud (située en zone GRTgaz) est désormais perçue sur le point de sortie Pirineos (situé en zone Teréga), impliquant un flux financier de Teréga à GRTgaz afin de garantir l'absence de subventions croisées entre les deux GRT, comme prévu dans la Délibération tarifaire.
Ce flux financier de Teréga à GRTgaz est égal aux recettes supplémentaires liées à la hausse du terme tarifaire au PIR Pirineos due au report partiel du terme tarifaire à la liaison Nord-Sud sur le terme tarifaire au PIR Pirineos au moment de la création de la place de marché unique.
Le montant prévisionnel du reversement de Teréga à GRTgaz au titre d'une partie des recettes perçues au point de sortie PIR Pirineos est égal à 119,8 €/MWh/j/an, appliqué aux souscriptions prévisionnelles sur ce point de sortie. Le niveau prévisionnel du reversement sera revu à l'occasion de chaque mise à jour tarifaire pour tenir compte des hypothèses de souscriptions révisées retenues par la CRE.
Flux inter-opérateurs, en M€courants
2019
Teréga vers GRTgaz
18,8
Le reversement financier de Teréga à GRTgaz sera effectué sur la base des souscriptions réalisées, à une fréquence convenue entre les deux GRT. En fin d'année, les éventuels écarts qui pourront apparaître entre le montant reversé et le montant prévisionnel seront couverts à 100 % par le CRCP de chaque GRT.
2.1.7. Demande de couverture additionnelle : interruptibilité
GRTgaz anticipe une mise en œuvre au 1er octobre 2019 des dispositifs d'interruptibilité visés à l'article L. 431-6-2 du code de l'énergie. GRTgaz estime à 1 M€ le coût lié à la rémunération des consommateurs raccordés à son réseau dans le cadre de ce dispositif.
La CRE rappelle que le cadre de régulation du tarif ATRT6 prévoit une couverture des coûts associés à ces dispositifs par le CRCP. En conséquence, la CRE ne considère pas nécessaire d'anticiper la prise en compte d'un coût associé à la mise en œuvre d'un dispositif dont la date n'est pas connue.
2.1.8. Revenu autorisé 2019
Le revenu autorisé pour l'année 2019 correspond à la somme :
- des charges de capital pour l'année 2019, dont la trajectoire est fixée par la délibération ATRT6 ;
- des charges nettes d'exploitation pour l'année 2019, dont la trajectoire est fixée par la délibération ATRT6 ;
- de la variation du montant du poste énergie entre le prévisionnel 2019 défini par la CRE et le montant prévu par le tarif ATRT6 pour cette même année ;
- de la variation du montant du poste coût de traitement des congestions entre le prévisionnel 2019 défini par la CRE et le montant prévu par le tarif ATRT6 pour cette même année ;
- de l'apurement d'un quart du solde du CRCP, estimé à fin 2018 ;
- de l'annuité prévisionnelle du reversement inter-opérateurs ;
- du terme de lissage du revenu autorisé sur 4 ans.
Revenu autorisé 2019 de GRTgaz :
GRTgaz, en M€courants
2018 (*)
2019
Charges nettes d'exploitation
777,1
795,3
Variation du poste Energie et quotas de CO2
5,4
15,1
Variation du poste Coûts de levée des congestions
2,0
1,8
Charges de capital normatives
1 006,9
1 068,1
Apurement du solde du CRCP (reliquat CRCP antérieurs + solde 2017 + estimé 2018)
- 33,0
- 12,2
Reversement inter-opérateurs
- 3,0
- 18,8
Revenu autorisé avant lissage
1 755,5
1 849,2
Evolution par rapport à 2018
+ 5,3 %
Lissage du revenu autorisé sur 4 ans
26,4
- 54,0
Revenu autorisé
1781,9
1795,3
Evolution par rapport à 2018
+ 0,8 %
(*) Délibération de la CRE du 7 février 2018 portant décision sur l'évolution du tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et TIGF au 1er avril 2018.