Participaient à la séance : Jean-François CARENCO, président, Christine CHAUVET, Catherine EDWIGE, Hélène GASSIN, Jean-Laurent LASTELLE et Jean-Pierre SOTURA, commissaires.
La loi n° 2017-1839 du 30 décembre 2017 mettant fin à la recherche ainsi qu'à l'exploitation des hydrocarbures et portant diverses dispositions relatives à l'énergie et à l'environnement (ci-après « Loi Hydrocarbures ») prévoit, à partir du 1er janvier 2018, que le revenu des opérateurs de stockage est régulé. Les capacités de stockage sont commercialisées aux enchères, et la différence, positive ou négative, entre les recettes majoritairement issues des enchères et le revenu autorisé des opérateurs de stockage est compensée, au sein du tarif d'utilisation du réseau de transport de gaz naturel, dit tarif ATRT, par un terme tarifaire dédié.
Un périmètre de régulation défini dans la Programmation Pluriannuelle de l'Energie
A ce jour, ce périmètre prend en compte l'ensemble des sites de stockage français. Le tarif prévoit une clause de rendez-vous en cas de modification du périmètre régulé.
Un cadre tarifaire simplifié
Considérant les délais particulièrement courts de mise en œuvre de la réforme de l'accès des tiers aux stockages, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) fixe la durée de la première période de régulation à deux ans. La CRE retient, pour ce premier exercice un cadre tarifaire dans lequel les écarts entre le prévisionnel et le réalisé pour l'ensemble des charges et recettes sont régularisés a posteriori. Ce mécanisme garantit un niveau tarifaire in fine strictement égal aux dépenses et recettes réelles de l'opérateur.
La CRE introduit également un mécanisme afin d'inciter les opérateurs de stockage à la maximisation des souscriptions de capacités et du revenu issu des enchères.
Les revenus régulés des opérateurs de stockage
La CRE fixe les niveaux initiaux de Base d'Actifs Régulés (BAR) pour chacun des opérateurs à 3,5 milliards d'euros pour Storengy, 1,15 milliard d'euros pour TIGF et 0,19 milliard d'euros pour Géométhane.
Concernant la rémunération du capital, la CRE retient un coût moyen pondéré du capital (CMPC) de 5,75 % (réel avant impôt), construit comme la somme du taux retenu pour le transport de gaz dans le cadre du tarif ATRT6 (5,25 % réel avant impôt) et d'une prime, afin de tenir compte des spécificités de l'activité d'opérateur de stockage de gaz. Les revenus autorisés des opérateurs pour l'année 2018 sont de :
- 523,1 M€ pour Storengy ;
- 153,4 M€ pour TIGF ;
- 38,1 M€ pour Géométhane.
Le coût total du stockage de gaz sera ainsi de 714,6 M€ pour l'année 2018, hors régulation incitative.
INTRODUCTION
La loi n° 2017-1839 du 30 décembre 2017 mettant fin à la recherche ainsi qu'à l'exploitation des hydrocarbures et portant diverses dispositions relatives à l'énergie et à l'environnement (ci-après « Loi Hydrocarbures ») a été publiée au Journal officiel de la République française le 31 décembre 2017.
Son article 12 prévoit que le revenu des opérateurs de stockage est régulé à partir du 1er janvier 2018. Les capacités de stockage sont commercialisées aux enchères, et la différence, positive ou négative, entre les recettes majoritairement issues des enchères et le revenu régulé des opérateurs de stockage est compensée, au sein du tarif d'utilisation du réseau de transport de gaz naturel, dit tarif ATRT, par un terme tarifaire dédié. Les modalités d'enchères sont fixées par la Commission de régulation de l'énergie (CRE) après proposition des opérateurs.
La présente délibération porte décision sur le tarif d'utilisation des infrastructures de stockage souterrain de gaz naturel de Storengy, TIGF et Géométhane, dit « Tarif ATS1 ». Il s'applique à compter du 1er janvier 2018 pour une durée d'environ 2 ans.
La mise en place de l'accès régulé des tiers aux stockages souterrains de gaz naturel a pour objectif de garantir le remplissage des stockages nécessaire à la sécurité d'approvisionnement, tout en apportant de la transparence quant aux coûts du stockage et en supprimant la complexité liée au système précédent d'obligations individuelles de stockage. Par ailleurs, l'introduction d'une régulation des revenus des opérateurs vise à assurer que le consommateur final paie le juste prix pour le stockage nécessaire à la sécurité d'approvisionnement.
CADRE JURIDIQUE
L'article L. 421-3-1 du code de l'énergie prévoit que « Les infrastructures de stockage souterrain de gaz naturel qui garantissent la sécurité d'approvisionnement du territoire à moyen et long termes et le respect des accords bilatéraux relatifs à la sécurité d'approvisionnement en gaz naturel conclus par la France avec un Etat membre de l'Union européenne ou un Etat membre de l'Association européenne de libre-échange sont prévues par la programmation pluriannuelle de l'énergie mentionnée à l'article L. 141-1. Ces infrastructures sont maintenues en exploitation par les opérateurs. […] ».
Les articles L. 452-1 à L. 452-3 du code de l'énergie encadrent la compétence tarifaire de la CRE.
L'article L. 452-1 du code de l'énergie prévoit que « Les tarifs d'utilisation des réseaux de transport, les conditions commerciales d'utilisation de ces réseaux, ainsi que les tarifs des prestations annexes réalisées par les gestionnaires de ces réseaux ou par les opérateurs des infrastructures de stockage mentionnées à l'article L. 421-3-1, sont établis de manière transparente et non discriminatoire afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires des réseaux de transport et les opérateurs des infrastructures de stockage mentionnées au même article L. 421-3-1, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'opérateurs efficaces. Ces coûts tiennent compte des caractéristiques du service rendu et des coûts liés à ce service, y compris des obligations fixées par la loi et les règlements ainsi que des coûts résultant de l'exécution des missions de service public et des contrats mentionnés au I de l'article L. 121-46 ».
Il précise que « Figurent notamment parmi les coûts supportés par les opérateurs des infrastructures de stockage mentionnées à l'article L. 421-3-1 une rémunération normale des capitaux investis, les coûts mentionnés au dernier alinéa de l'article L. 421-6, […] ».
Par ailleurs, l'article L. 452-2 du code de l'énergie dispose que « Les méthodes utilisées pour établir les tarifs d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel, […] sont fixées par la Commission de régulation de l'énergie » et précise que « les opérateurs des installations de stockage mentionnées à l'article L. 421-3-1 adressent à la Commission de régulation de l'énergie, à sa demande, les éléments, notamment comptables et financiers, nécessaires lui permettant de délibérer sur les évolutions des tarifs d'utilisation des réseaux de gaz naturel ou des installations de gaz naturel liquéfié ».
En outre, l'article L. 452-3 du code de l'énergie prévoit que « La Commission de régulation de l'énergie délibère sur les évolutions tarifaires ainsi que sur celles des prestations annexes réalisées exclusivement par les gestionnaires de ces réseaux ou de ces installations avec, le cas échéant, les modifications de niveau et de structure des tarifs qu'elle estime justifiées au vu notamment de l'analyse de la comptabilité des opérateurs et de l'évolution prévisible des charges de fonctionnement et d'investissement » et ajoute que « Ces délibérations, qui peuvent avoir lieu à la demande des gestionnaires de réseaux de transport ou de distribution de gaz naturel ou des gestionnaires d'installations de gaz naturel liquéfié ou des opérateurs des installations de stockage mentionnées à l'article L. 421-3-1, 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 […] ».
PROCESSUS D'ÉLABORATION DU TARIF ATS1
Un tarif préparé sur la base d'une large concertation
Dans le contexte de la réforme de l'accès des tiers aux stockages souterrains de gaz naturel, la CRE s'est attachée à impliquer de manière très large et le plus en amont possible les parties prenantes, de manière à leur donner la meilleure visibilité possible.
Elle a notamment organisé, le 13 octobre 2017, un atelier de travail avec les acteurs de marché, sur la commercialisation aux enchères ainsi que sur les modalités de compensation des coûts du stockage.
La CRE a ensuite procédé à une consultation publique du 21 décembre 2017 au 23 janvier 2018, afin de recueillir l'avis des parties intéressées sur l'introduction d'un terme de compensation dans le tarif de transport, sur le cadre de régulation et sur le niveau du revenu autorisé des opérateurs de stockage, ainsi que sur les modalités de commercialisation des capacités de stockage.
A l'issue de la consultation publique, la CRE a organisé, le 8 février 2018, une table ronde avec certains expéditeurs et consommateurs ayant répondu à la consultation.
Elle a par ailleurs auditionné à plusieurs reprises les opérateurs de stockage, ainsi que leurs actionnaires.
Date d'entrée en vigueur et durée d'application du tarif ATS1
Le tarif ATS1 entre en vigueur le 1er janvier 2018 et s'appliquera pour une durée d'environ 2 ans correspondant aux années civiles 2018 et 2019.
PRINCIPALES CARACTÉRISTIQUES DU TARIF ATS1
Un premier tarif sur une durée réduite avec un cadre tarifaire simplifié
De manière générale, la CRE considère que la régulation doit être faite sur une période suffisante afin de permettre une incitation efficace des opérateurs de stockage. Ainsi, elle a retenu une période tarifaire d'une durée de quatre ans pour tous les tarifs d'infrastructures en vigueur.
Néanmoins, la mise en œuvre de ces incitations et en particulier la détermination d'une trajectoire de charges nettes d'exploitation nécessite de se fonder sur un retour d'expérience dont la CRE ne dispose pas à l'entrée dans la régulation. Elle avait ainsi retenu des périodes tarifaires de durées plus courtes pour les activités de transport et de distribution au moment de leur entrée dans la régulation (1 à 3 ans selon le tarif concerné).
En outre, les délais de mise en œuvre du tarif ATS1 n'ont pas permis à la CRE de procéder à un audit détaillé des demandes des opérateurs concernant les charges nettes d'exploitation.
La CRE n'est donc pas en mesure de proposer une trajectoire de charges nettes d'exploitation suffisamment pertinente pour y appliquer une régulation incitative efficace : fixée à un niveau trop élevé, la trajectoire génèrerait des revenus indus pour les opérateurs. Au contraire, fixée à un niveau trop bas, elle ne permettrait pas de couvrir les coûts des opérateurs.
La CRE retient donc, pour ce premier exercice :
- une période tarifaire courte, d'une durée de deux ans (2018-2019) ;
- un cadre tarifaire dans lequel les écarts entre le prévisionnel et le réalisé pour l'ensemble des charges et recettes sont régularisés a posteriori via le CRCP. Ce mécanisme garantit un niveau tarifaire in fine strictement égal aux dépenses et recettes réelles de l'opérateur, mais présente toutefois le défaut de ne pas inciter les opérateurs à maîtriser leurs dépenses notamment en termes de charges d'exploitation ;
- une mise à jour tarifaire annuelle, qui permettra d'apurer le solde du CRCP par une diminution ou une augmentation du revenu autorisé, dans la limite d'une variation du revenu autorisé par rapport au prévisionnel de chaque opérateur de +/- 5 %.
Un périmètre de régulation défini dans la Programmation Pluriannuelle de l'Energie en fonction des besoins en termes de sécurité d'approvisionnement
L'article 9 du décret n° 2016-1442 du 27 octobre 2016 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie prévoit que :
« Durant la première période de la programmation pluriannuelle de l'énergie, les infrastructures de stockage de gaz en France considérées comme nécessaires à la sécurité d'approvisionnement sont celles mentionnées ci-dessous, à hauteur des volumes et débits mentionnés :
1° Sites en exploitation commercialisant des capacités de stockage à hauteur de 137,9 TWh en volume et 2 372,5 GWh/j en débit de soutirage […]
2° Sites disposant d'une autorisation d'exploiter et ayant cessé de commercialiser des capacités de stockage à hauteur de 9,5 TWh en volume et 60 GWh/j en débit de soutirage […]
3° Capacités additionnelles des sites en développement disposant d'une autorisation au titre du code minier et du code de l'environnement […]. »
Le périmètre d'entrée dans la régulation prend en compte l'ensemble des sites de stockage français. Néanmoins, les dispositions de l'article L. 141-3 du code de l'énergie prévoient notamment que « la première période de la première programmation […] s'achève en 2018 ». Le périmètre des sites de stockage régulés pourrait donc évoluer à courte échéance.
Le tarif ATS1 prévoit en conséquence une clause de rendez-vous en cas de modification du périmètre des stockages régulés.
Un revenu autorisé perçu au travers des recettes des opérateurs de stockage et du tarif de transport
La perception des revenus autorisés de Storengy, TIGF et Géométhane est réalisée :
- d'une part, au travers des recettes perçues directement par les opérateurs de stockage auprès de leurs clients, majoritairement issues de la commercialisation des capacités de stockage dont les modalités sont fixées par la CRE dans la délibération du 22 février 2018 portant décision relative aux modalités de commercialisation des capacités de stockage dans le cadre de mise en œuvre de l'accès régulé des tiers aux stockages souterrains de gaz naturel en France (1) ;
- d'autre part, dans l'hypothèse où les recettes perçues directement par les opérateurs sont inférieures à leur revenu autorisé, au travers d'une compensation collectée par les gestionnaires de réseau de transport (GRT) auprès de leurs clients et reversée aux opérateurs de stockage. Les modalités de collecte et de reversement de cette compensation sont fixées dans la délibération du 22 mars 2018 portant décision sur l'introduction d'un terme tarifaire stockage dans le tarif ATRT (2).
Une régulation incitative sur la commercialisation aux enchères
Afin d'inciter les opérateurs de stockage en premier lieu à maximiser les souscriptions de capacité de stockage, et en second lieu à générer d'importants revenus d'enchères, la CRE définit une méthode de régulation incitative permettant aux opérateurs de conserver une proportion du revenu des enchères, d'autant plus élevée que le taux de souscription des capacités est important.
NIVEAU DU TARIF
La CRE, afin de déterminer les coûts supportés par les opérateurs des infrastructures de stockage, a demandé en juillet 2017 à Storengy, TIGF et Géométhane de lui transmettre leurs dossiers de demande tarifaire.
Périmètre des coûts pris en compte
Les coûts des opérateurs de stockage et leurs recettes sont considérés au périmètre des infrastructures de stockage prévu par la Programmation Pluriannuelle de l'Energie (PPE). Ils sont pris en compte dans la mesure où ils correspondent à ceux d'un opérateur efficace.
Détermination de la BAR initiale
La CRE fonde la détermination de la BAR initiale sur les valeurs brutes des actifs dans les comptes sociaux des opérateurs, représentatives des investissements réels (prix d'achat du gaz, coût de revient des investissements…).
Pour définir le niveau initial de la BAR des opérateurs de stockage, la CRE a procédé à la réévaluation de la valeur brute comptable des actifs des opérateurs 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 (dite Commission Houri) chargée de fixer le prix de cession, par l'Etat, de ses réseaux de transport de gaz naturel.
Par rapport à la demande des opérateurs, la CRE a procédé à des ajustements concernant, en particulier la valeur du gaz coussin à retenir dans la BAR initiale, afin d'éviter de faire supporter à nouveau au consommateur final, dans les tarifs à venir, la rémunération et l'amortissement de gaz coussin déjà amorti par les opérateurs.
Ces travaux amènent la CRE à fixer des niveaux de BAR initiales pour chacun des opérateurs de 3,5 milliards d'euros pour Storengy, 1,15 milliard d'euros pour TIGF et 0,19 milliard d'euros pour Géométhane.
Revenus autorisés
Concernant la rémunération du capital, la CRE retient un coût moyen pondéré du capital (CMPC) de 5,75 % qui reflète l'appréciation par la CRE d'un niveau de risque de l'activité d'opérateur régulé de stockage de gaz supérieur à celui de l'activité de gestionnaire de réseau de transport de gaz dont le CMPC est fixé à 5,25 % dans le tarif ATRT6.
Les revenus autorisés des opérateurs pour l'année 2018 sont de :
- 523,1 M€ pour Storengy ;
- 153,4 M€ pour TIGF ;
- 38,1 M€ pour Géométhane.
Le coût total du stockage de gaz sera ainsi de 714,6 M€ pour l'année 2018, hors régulation incitative.
Le Conseil supérieur de l'énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision, a rendu son avis le 13 mars 2018.
SOMMAIRE
Introduction
1. Méthodologie
1.1 Consultation des parties prenantes
1.2 Orientations de politique énergétique
1.3 Principes généraux
1.3.1 Périmètre de régulation
1.3.2 Clause de rendez-vous
1.3.3 Définition du revenu autorisé prévisionnel
1.3.3.1 Charges nettes d'exploitation
1.3.3.2 Charges de capital normatives
1.3.3.3 Modalités de calcul du taux de rémunération du capital
1.3.3.4 Modalités de calcul de la base d'actifs régulés (BAR)
1.3.3.5 Rémunération des actifs avant leur mise en service
1.3.3.6 Constitution de stocks de gaz par les opérateurs
1.3.4 Durée et calendrier tarifaire
1.3.5 Perception du revenu autorisé
1.4 Cadre de régulation tarifaire
1.4.1 Compte de régularisation des charges et des produits (CRCP)
1.4.2 Régulation incitative
1.4.2.1 Proposition de Storengy
1.4.2.2 Proposition de TIGF
1.4.2.3 Analyse de la CRE
2. Revenus autorisés des opérateurs de stockage
2.1 Demandes de revenus autorisés des opérateurs de stockage
2.1.1 Demande de Storengy
2.1.1.1 Demande de BAR
2.1.1.2 Demande de taux de rémunération des actifs
2.1.1.3 Demande de charges nettes d'exploitation
2.1.1.4 Demande de revenu autorisé
2.1.2 Demande de TIGF
2.1.2.1 Demande de BAR
2.1.2.2 Demande de taux de rémunération des actifs
2.1.2.3 Demande de charges nettes d'exploitation
2.1.2.4 Demande de revenu autorisé
2.1.3 Demande de Géométhane
2.1.3.1 Demande de BAR
2.1.3.2 Demande de taux de rémunération des actifs
2.1.3.3 Demande de charges nettes d'exploitation
2.1.3.4 Demande de revenu autorisé
2.2 Trajectoires retenues des charges nettes d'exploitation
2.3 Trajectoires retenues des charges de capital normatives
2.3.1 Trajectoires prévisionnelles de la BAR et des immobilisations en cours (IEC)
2.3.2 Taux de rémunération des actifs
2.3.2.1 Taux de rémunération de la BAR
2.3.2.2 Taux de rémunération des IEC
2.3.3 Trajectoire prévisionnelle des charges de capital normatives (CCN)
2.4 Trajectoires de revenus autorisés sur la période 2018-2019
3. Tarif d'utilisation des infrastructures de stockage souterrain de gaz naturel de Storengy, TIGF et Géomethane
3.1 Revenus autorisés de Storengy, TIGF et Géométhane
3.2 Perception des revenus autorisés
3.2.1 Commercialisation des capacités de stockage
3.2.2 Compensation par les gestionnaires de réseau de transport des revenus manquants
3.3 Références pour la mise à jour annuelle du tarif d'utilisation des infrastructures de stockage souterrain de gaz naturel de Storengy, TIGF et Géométhane à compter de 2019
3.3.1 Mise à jour des charges de capital
3.3.2 Mise à jour des charges nettes d'exploitation
3.3.3 Calcul et apurement du solde du CRCP
3.3.4 Evolution du terme tarifaire stockage
4. Décision
1. Méthodologie
1.1 Consultation des parties prenantes
Dans le contexte de la réforme de l'accès des tiers aux stockages souterrains de gaz naturel, la CRE s'est attachée à impliquer de manière très large et le plus en amont possible les parties prenantes, de manière à donner aux parties intéressées la meilleure visibilité possible.
Elle a notamment organisé le 13 octobre 2017 un atelier de travail avec les acteurs de marché, pour présenter ses premières orientations et les premières réflexions des GRT sur les modalités de compensation des coûts du stockage et sur les modalités de commercialisation aux enchères. Les contributions non confidentielles reçues à l'issue de cet atelier sont publiées sur le site internet de la CRE (3).
La CRE a ensuite procédé à une consultation publique du 21 décembre 2017 au 23 janvier 2018, afin de recueillir l'avis des parties intéressées sur les modalités d'introduction d'un terme de compensation dans le tarif de transport, sur le cadre de régulation, sur le niveau du revenu autorisé des opérateurs de stockage ainsi que sur les modalités de commercialisation des capacités de stockage.
57 contributions ont été adressées à la CRE :
- 26 proviennent d'expéditeurs et d'associations d'expéditeurs ;
- 9 proviennent d'industriels et d'associations d'industriels ;
- 14 proviennent d'autres associations ou organismes ;
- 8 proviennent de gestionnaires d'infrastructures.
Les réponses non confidentielles sont publiées sur le site de la CRE (4).
A l'issue de la consultation publique, la CRE a également organisé une table ronde avec certains expéditeurs et consommateurs ayant répondu à la consultation. Elle a par ailleurs auditionné à plusieurs reprises les opérateurs de stockage, ainsi que leurs actionnaires.
1.2 Orientations de politique énergétique
L'article L. 452-3 du code de l'énergie prévoit que « dans ses délibérations, la Commission de régulation de l'énergie prend en compte les orientations de politique énergétique indiquées par les ministres chargés de l'économie et de l'énergie »
La CRE n'a pas reçu d'orientations de politique énergétique de la part des ministres chargés de l'économie et de l'énergie dans le cadre de la préparation du tarif ATS1.
1.3 Principes généraux
L'article L. 452-1 du code de l'énergie prévoit que « les tarifs d'utilisation des réseaux de transport […] sont établis de manière transparente et non discriminatoire afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires des réseaux de transport et les opérateurs des infrastructures de stockage mentionnées au même article L. 421-3-1 […]. ».
Par ailleurs, il prévoit que « les gestionnaires de réseaux de transport reversent aux opérateurs des stockages souterrains de gaz naturel mentionnés à l'article L. 421-3-1 une part du montant recouvré selon des modalités fixées par la Commission de régulation de l'énergie […]. ».
L'élaboration du tarif ATS1 repose sur la définition, pour la période tarifaire à venir, d'un revenu autorisé pour chacun des opérateurs (Storengy, TIGF et Géométhane) et de modalités de perception de celui-ci par les opérateurs.
La perception des revenus autorisés de Storengy, TIGF et Géométhane est ainsi réalisée :
- d'une part, au travers des recettes perçues directement par les opérateurs de stockage auprès de leurs clients, majoritairement issues de la commercialisation des capacités de stockage dont les modalités sont fixées par la CRE dans la délibération du 22 février 2018 portant décision relative aux modalités de commercialisation des capacités de stockage dans le cadre de mise en œuvre de l'accès régulé des tiers aux stockages souterrains de gaz naturel en France ;
- d'autre part, dans l'hypothèse où les recettes perçues directement par les opérateurs sont inférieures à leur revenu autorisé, au travers d'une compensation collectée par les gestionnaires de réseau de transport (GRT) auprès de leurs clients et reversée aux opérateurs de stockage. Les modalités de collecte et de reversement de cette compensation sont fixées dans la délibération du 22 mars 2018 portant décision sur l'introduction d'un terme tarifaire stockage dans le tarif ATRT.
Le tarif ATS1 fixe également un cadre de régulation qui vise, d'une part, à limiter le risque financier des opérateurs de stockage et des utilisateurs, à travers un compte de régularisation des charges et des produits (CRCP) et, d'autre part, à encourager les opérateurs à améliorer leur performance grâce à des mécanismes incitatifs.
La prise en compte de l'ensemble de ces éléments permet d'établir le tarif applicable pour 2018 ainsi que ses modalités d'évolution annuelle.
L'article 12 de la loi Hydrocarbures prévoit que les opérateurs de stockages sont régulés à partir du 1er janvier 2018. Les revenus autorisés sont perçus et calculés par année civile.
1.3.1 Périmètre de régulation
L'article L. 421-3-1 du code de l'énergie prévoit que « les infrastructures de stockage souterrain de gaz naturel qui garantissent la sécurité d'approvisionnement du territoire à moyen et long termes et le respect des accords bilatéraux relatifs à la sécurité d'approvisionnement en gaz naturel conclus par la France avec un Etat membre de l'Union européenne ou un Etat membre de l'Association européenne de libre-échange sont prévues par la programmation pluriannuelle de l'énergie mentionnée à l'article L. 141-1. Ces infrastructures sont maintenues en exploitation par les opérateurs. […]. »
A cet effet, l'article L. 421-10 du code de l'énergie prévoit notamment que « les opérateurs de stockages souterrains de gaz naturel exploitant à la fois des stockages inclus dans les infrastructures mentionnées à l'article L. 421-3-1 et des stockages non inclus dans de telles infrastructures tiennent une comptabilité séparée de chacune de ces activités. Les activités de ces opérateurs ne concourant pas aux finalités mentionnées à l'article L. 421-3 font également l'objet d'une comptabilité séparée. »
Le niveau des charges retenu est déterminé en application des dispositions de l'article L. 452-1 du code de l'énergie qui prévoit que « les tarifs d'utilisation des réseaux de transport, les conditions commerciales d'utilisation de ces réseaux, ainsi que les tarifs des prestations annexes réalisées par les gestionnaires de ces réseaux ou les opérateurs des infrastructures de stockage mentionnées à l'article L. 421-3-1, sont établis de manière transparente et non discriminatoire afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires des réseaux de transport et les opérateurs des infrastructures de stockage mentionnées au même article L. 421-3-1, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'opérateurs efficaces. Ces coûts tiennent compte des caractéristiques du service rendu et des coûts liés à ce service, y compris des obligations fixées par la loi et les règlements ainsi que des coûts résultant de l'exécution des missions de service public et des contrats mentionnés au I de l'article L. 121-46 […] ».
Les coûts des opérateurs de stockage et leurs recettes sont donc considérés au périmètre des infrastructures de stockage prévu par la Programmation Pluriannuelle de l'Energie (PPE). Ils sont pris en compte dans la mesure où ils correspondent à ceux d'un opérateur efficace.
L'article 9 du décret n° 2016-1442 du 27 octobre 2016 relatif à la programmation pluriannuelle de l'énergie prévoit ainsi que :
« Durant la première période de la programmation pluriannuelle de l'énergie, les infrastructures de stockage de gaz en France considérées comme nécessaires à la sécurité d'approvisionnement sont celles mentionnées ci-dessous, à hauteur des volumes et débits mentionnés :
1° Sites en exploitation commercialisant des capacités de stockage à hauteur de 137,9 TWh en volume et 2 372,5 GWh/j en débit de soutirage :
Liste des sites
Société
Année de mise 
      

    en service
Type
Beynes
Storengy
1956
Aquifère
Céré-la-Ronde
Storengy
1993
Aquifère
Cerville-Velaine
Storengy
1970
Aquifère
Chemery
Storengy
1968
Aquifère
Etrez
Storengy
1980
Salin
Gournay (gaz B)
Storengy
1976
Aquifère
Germigny-sous-Coulomb
Storengy
1982
Aquifère
Tersanne
Storengy
1970
Salin
Saint-Illiers-la-Ville
Storengy
1965
Aquifère
Lussagnet
TIGF
1957
Aquifère
Izaute
TIGF
1981
Aquifère
Manosque
Géométhane
1993
Salin
2° Sites disposant d'une autorisation d'exploiter et ayant cessé de commercialiser des capacités de stockage à hauteur de 9,5 TWh en volume et 60 GWh/j en débit de soutirage :
Liste des sites
Société
Année de mise 
      

    en exploitation réduite
Type
Saint-Clair-sur-Epte
Storengy
2015
Aquifère
Soings-en-Sologne
Storengy
2014
Aquifère
Trois-Fontaines
Storengy
2014
Déplété
3° Capacités additionnelles des sites en développement disposant d'une autorisation au titre du code minier et du code de l'environnement :
Liste des sites
Société
Année de mise 
      

    en service 
      

    prévisionnelle
Type
Volume 
      

    utile GM3
Volume 
      

    utile TWH
Débit GWh/j 
      

    à 45 % 
      

    de volume 
      

    utile
Débit MM3/j 
      

    à 45 % 
      

    volume utile
Hauterives
Storengy
2017
Salin
0,1
1,1
90
8
Lussagnet phase 1
TIGF
2020
Aquifère
0,11
1,3
86
7,4
Manosque 2
Géométhane
2019-2021
Salin
0,2
2,36
119
10,1
Ensemble des sites
0,41
4,8
295
25,5
1.3.2 Clause de rendez-vous
Le périmètre d'entrée dans la régulation prend en compte l'ensemble des sites de stockage français. Néanmoins, l'article L. 421-3-1 du code de l'énergie dispose notamment que « lorsque des infrastructures de stockage souterrain de gaz naturel ne sont plus considérées par la programmation pluriannuelle de l'énergie comme nécessaires à la sécurité d'approvisionnement en gaz et au bon fonctionnement du réseau gazier, il est fixé par arrêté un délai de préavis pendant lequel ces infrastructures demeurent régies par les règles qui leur étaient antérieurement applicables telles qu'établies aux articles L. 421-5-1, L. 421-6, L. 421-7, L. 421-15, L. 452-1 et L. 452-2 ». A cet égard, les dispositions de l'article L. 141-3 du code de l'énergie prévoient que « la première période de la première programmation […] s'achève en 2018 ». Le périmètre des sites de stockage régulés pourrait donc évoluer à courte échéance.
La présente délibération prévoit en conséquence une clause de rendez-vous, qui peut être activée à la demande de chaque opérateur afin d'examiner les conséquences éventuelles d'une évolution du périmètre de régulation à l'occasion de la mise à jour de la Programmation Pluriannuelle de l'Energie (PPE).
1.3.3 Définition du revenu autorisé prévisionnel
La CRE définit, pour chaque année civile, le revenu autorisé prévisionnel de chaque opérateur de stockage, sur la base du dossier tarifaire transmis par ces derniers.
Ce revenu autorisé prévisionnel se compose des charges nettes d'exploitation (CNE), des charges de capital normatives (CCN), et de l'apurement du solde du CRCP au titre de la période tarifaire :
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Avec :
- RA : revenu autorisé sur la période ;
- CNE : charges nettes d'exploitation prévisionnelles sur la période ;
- CCN : charges de capital normatives prévisionnelles sur la période ;
- CRCP : apurement du solde du CRCP au titre de l'année précédente.
1.3.3.1 Charges nettes d'exploitation
Les charges nettes d'exploitation (CNE) se définissent comme les charges brutes d'exploitation desquelles sont déduits les produits d'exploitation (notamment la production immobilisée, les produits extratarifaires, les gains ou pertes d'achat-vente de gaz stocké par l'opérateur).
Les charges brutes d'exploitation se composent principalement des charges d'énergie, des consommations externes, des dépenses de personnel et des impôts et taxes.
Le niveau des charges nettes d'exploitation retenu est déterminé à partir de l'ensemble des coûts nécessaires à l'activité des opérateurs dans la mesure où, en application de l'article L. 452-1 du code de l'énergie, ces coûts correspondent à ceux d'un opérateur efficace.
Les coûts des opérateurs de stockage et leurs recettes sont considérés au périmètre des infrastructures de stockage régulées prévu par la Programmation Pluriannuelle de l'Energie (PPE).
Les délais particulièrement courts de mise en œuvre du tarif ATS ne permettent pas à la CRE de proposer une trajectoire de charges nettes d'exploitation suffisamment pertinente pour y appliquer une régulation incitative efficace : fixée à un niveau trop élevé, la trajectoire génèrerait des revenus indus pour les opérateurs. Au contraire, fixée à un niveau trop bas, elle ne permettrait pas de couvrir les coûts des opérateurs.
La CRE propose pour ce premier exercice, de retenir un cadre tarifaire dans lequel les écarts entre le prévisionnel et le réalisé pour l'ensemble des charges et recettes sont régularisés a posteriori via le CRCP. Ce mécanisme garantit un niveau tarifaire in fine strictement égal aux dépenses et recettes réelles de l'opérateur, mais présente toutefois le défaut de ne pas inciter les opérateurs à maîtriser leurs dépenses notamment en terme de charges d'exploitation.
Des contrôles a posteriori pourront néanmoins être diligentés pour s'assurer du caractère efficace et prudent des charges engagées. Les conséquences financières des audits conduits par la CRE seront prises en compte à travers le CRCP.
Concernant spécifiquement Storengy, différents types d'activités coexistent au sein de Storengy SA. Les activités liées à son rôle d'opérateur et de commercialisateur de stockage de gaz naturel en France entrent dans le périmètre de la régulation. Les filiales actuelles de Storengy de géothermie en France et de stockages de gaz naturel (non régulés) à l'international n'entrent pas dans ce périmètre. D'autres activités de développement conduites par Storengy SA en sont également exclues.
Storengy indique envisager une séparation juridique de ses activités régulées et de ses activités qui ne sont pas exclusivement liées à l'activité régulée de Storengy. Au vu des éléments dont elle dispose à ce jour, la CRE relève qu'une telle séparation irait dans le sens d'une meilleure transparence sur les coûts.
L'ensemble des données prévisionnelles des dossiers tarifaires communiqués par Storengy, TIGF et Géométhane et le niveau des charges nettes d'exploitation retenu dans le cadre de la présente délibération sont précisés au paragraphe 2.2 de la présente délibération.
1.3.3.2 Charges de capital normatives
Les charges de capital normatives (CCN) comprennent la rémunération et l'amortissement 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 opérateurs - la base d'actifs régulés (BAR) - et des immobilisations en cours (IEC), c'est-à-dire les investissements effectués qui n'ont pas encore donné lieu à la mise en service d'actifs.
Les CCN correspondent à la somme de l'amortissement des actifs constitutifs de la BAR et de la rémunération du capital immobilisé. Cette dernière correspond au produit de la valeur de la BAR par le coût moyen pondéré du capital (CMPC) additionné au produit de la valeur des IEC par le coût de la dette.
CCN = Amortissement de la BAR + BAR × CMPC + IEC × coût de la dette
1.3.3.3 Modalités de calcul du taux de rémunération du capital
En l'absence d'opérateurs régulés de sites de stockage de gaz naturel cotés en bourse, la CRE utilise une approche indirecte pour définir le taux de rémunération de l'activité, s'inscrivant dans la continuité de la méthode appliquée dans le cadre du tarif régulé d'accès aux installations de terminaux méthaniers (dit tarif ATTM).
Pour cela, la CRE s'appuie sur le taux de rémunération de l'activité de gestionnaire de réseau de transport de gaz naturel. Cette activité est exercée par des entreprises cotées et présente une nature économique proche de celle de l'activité d'opérateur de stockage de gaz naturel et de terminaux méthaniers.
La méthode retenue pour fixer le taux de rémunération des actifs est fondée sur le CMPC à structure financière normative. En effet, le niveau de rémunération de l'opérateur doit, d'une part, lui permettre de financer les charges d'intérêts sur sa dette et, d'autre part, lui apporter une rentabilité des fonds propres comparable à celle qu'il pourrait obtenir 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).
La CRE procède ensuite à un ajustement du CMPC de l'activité des gestionnaires de réseaux de transport de gaz naturel sur la base de considérations économiques et financières en majorant ce taux d'une prime spécifique liée à l'activité d'opérateur de sites de stockage régulés.
La CRE observe par ailleurs que d'autres régulateurs européens ont une pratique de différentiation des taux de rémunération entre l'activité de gestionnaire de réseau de transport de gaz naturel et celle d'opérateur de stockages de gaz naturel (5).
Le niveau du taux de rémunération de la BAR retenu dans le cadre de la présente délibération est précisé au paragraphe 2.3.2 de la présente délibération.
1.3.3.4 Modalités de calcul de la base d'actifs régulés (BAR)
a) Détermination de la valeur initiale de la BAR
La CRE retient une approche dont l'objectif est de refléter les coûts supportés par l'activité de stockage de gaz. Elle utilise les valeurs brutes des actifs dans les comptes sociaux des opérateurs, représentatives des investissements effectués par les opérateurs et des apports dont ils ont bénéficié.
Pour définir le niveau initial de la BAR au 1er janvier 2018 (« BAR initiale » ou « BAR d'ouverture ») des opérateurs de stockage, la CRE a procédé à la réévaluation au 31 décembre 2016 de la valeur brute comptable des actifs des opérateurs (avec les dernières données comptables connues au moment des travaux menés par la CRE) 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 (dite Commission Houri) chargée de fixer le prix de cession, par l'Etat, de ses réseaux de transport de gaz naturel.
Les actifs mis en service jusqu'au 31 décembre 2016 sont ainsi valorisés à travers l'indexation des coûts historiques sur l'inflation : les valeurs brutes comptables (retraitées des subventions reçues au titre de la réalisation de ces investissements) sont réévaluées au 31 décembre 2016 d'un indice des prix identique à celui retenu dans le tarif ATRT (indice des prix du « PIB marchand » jusqu'en 2002, puis indice des prix à la consommation hors tabac pour l'ensemble des ménages en France).
Les valeurs brutes réévaluées au 31 décembre 2016 sont ensuite amorties sur la base de la durée de vie économique des différentes catégories d'actifs qui sont proches des durées historiquement retenues par les opérateurs.
Pour établir le niveau de la BAR initiale au 1er janvier 2018, la CRE a pris en compte les données prévisionnelles de mises en service d'actifs de l'année 2017 fournies par les opérateurs. Les éventuels écarts entre ces données prévisionnelles et les données réalisées feront l'objet d'une régularisation au travers du CRCP.
b) Traitement du gaz coussin dans le calcul de la BAR initiale
Le gaz dit « coussin » désigne le gaz injecté de façon pérenne dans les réservoirs souterrains et indispensable au fonctionnement des stockages car nécessaire au maintien d'une pression minimale de stockage permettant la fourniture du volume utile avec le profil de soutirage requis.
Celui-ci est enregistré en immobilisation dans la comptabilité des opérateurs et amorti linéairement.
Néanmoins, contrairement à la majorité des actifs des opérateurs qui sont amortis sur des durées similaires entre les opérateurs, le gaz coussin a été amorti sur des durées qui diffèrent notablement d'un opérateur à l'autre :
Durées d'amortissement
Storengy
TIGF
Géométhane
en comptabilité sociale
- jusqu'en 2008 : 50 ans
- 2008-2010 : horizon 2068
- depuis 2011 : horizon 2260
25 ans
Horizon 2068
Ainsi, le degré d'amortissement du gaz coussin est également différent d'un opérateur à l'autre, comme présenté dans le tableau ci-après :
Proportions d'amortissement
Storengy
TIGF
Géométhane
en comptabilité sociale au 31 décembre 2016
39 %
48 %
13 %
Une fois la valeur brute réévaluée du gaz coussin déterminée pour chacun des trois opérateurs, la CRE retient ensuite un amortissement en application de la méthode dite « Houri » tout en s'assurant que la proportion d'amortissement du gaz coussin dans la BAR initiale soit cohérente avec le degré d'amortissement comptable constaté chez chacun des trois opérateurs.
Retenir une durée d'amortissement de 250 ans sur le passé, comme cela était demandé par les trois opérateurs, aurait conduit à faire payer au consommateur final une partie des amortissements du gaz coussin déjà constatés dans les résultats passés des opérateurs. La CRE n'a en conséquence pas retenu la demande des opérateurs sur ce point, en ce qu'elle aurait conduit à constater un degré d'amortissement du gaz coussin dans la BAR initiale très inférieure (<5 %) à celui constaté dans les comptes sociaux des opérateurs à fin 2016.
c) Evolution annuelle de la BAR
Une fois le niveau initial de la BAR défini, son niveau évolue ensuite chaque année des mises en services et des sorties d'actifs, de l'amortissement des actifs et de leur réévaluation à l'inflation.
Les actifs mis en service à compter du 1er janvier 2017 intègrent la BAR à leur valeur brute comptable. La date conventionnelle d'entrée des actifs dans la BAR est fixée au 1er janvier de l'année suivant leur mise en service.
Une fois intégrés à la BAR, les actifs sont réévalués au 1er janvier de chaque année de l'inflation en glissement de juillet à juillet. L'indice de réévaluation utilisé est l'indice 1763852 des prix à la consommation hors tabac, pour l'ensemble des ménages résidant en France.
Les actifs sont amortis linéairement sur la base de leur durée de vie économique. Les terrains sont pris en compte à leur valeur historique réévaluée non amortie.
Concernant le gaz coussin, la CRE ne retient pas la demande des opérateurs d'un amortissement sur une durée très longue (250 ans) qu'elle ne juge pas pertinente notamment au regard de la durée des concessions et des durées d'amortissement des autres actifs de stockage. La CRE retient donc une durée d'amortissement de 75 ans, représentant trois renouvellements de concession de 25 ans.
Il convient de noter que la CRE retient dans sa décision une durée d'amortissement du gaz coussin différente de celles retenues par les opérateurs dans leur comptabilité sociale (cf. paragraphe 1.3.3.4 b). Les différences induites par cette décision sur le revenu autorisé de opérateurs sont présentées au paragraphe 2.4.
Les durées de vie retenues par la CRE pour les principales catégories d'actifs sont donc les suivantes :
Catégories d'actifs
Durées de vie normatives
Gaz coussin
75 ans
Puits, cavités, collecte
50 ans
Installations de traitement, de compression, de livraison, de comptage
20 à 30 ans
Immobilier et constructions
30 ans
Matériel divers
10 à 15 ans
Logiciels, petits matériels
5 ans
1.3.3.5 Rémunération des actifs avant leur mise en service
La CRE retient le principe de la rémunération des immobilisations en cours (IEC) au coût de la dette (nominal avant impôt) en cohérence avec la méthodologie généralement retenue pour les intérêts intercalaires.
Comme dans le tarif régulé ATTM, la CRE fixe le niveau de ce taux par référence au taux retenu dans le tarif ATRT en vigueur augmenté de la prime spécifique au stockage. Le niveau du taux de rémunération des IEC retenu dans le cadre de la présente délibération est précisé au paragraphe 2.3.2.2.
Le montant des IEC 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 d'investissements et des mises en service d'actifs effectuées au cours de l'année.
1.3.3.6 Constitution de stocks de gaz par les opérateurs
Les opérateurs de stockages souterrains de gaz naturel peuvent être amenés à constituer des stocks de gaz naturel, notamment dans les cas suivants :
- constitution de stocks de gaz strictement nécessaires au fonctionnement et au maintien de la performance d'un site de stockage (dit « gaz de performance ») ;
- constitution de stocks de gaz complémentaires consécutifs à la mise en œuvre d'obligations réglementaires de remplissage telles que prévues à l'article L. 421-6 du code de l'énergie.
Pour ces opérations, les gains ou pertes dégagés par les achats-ventes sont intégrés aux charges nettes d'exploitation à la date de revente du gaz. Le gaz stocké est rémunéré au même taux que celui des immobilisations en cours (coût de la dette nominal, avant impôt). Le niveau de ce taux est précisé au paragraphe 2.3.2.2.
1.3.4 Durée et calendrier tarifaire
De manière générale, la CRE considère que la régulation doit être faite sur une période suffisante afin de permettre une incitation efficace des opérateurs de stockage. Ainsi, elle a retenu une période tarifaire d'une durée de quatre ans pour tous les tarifs d'infrastructures en vigueur.
Les opérateurs de stockage, dans leurs dossiers tarifaires, étaient en faveur de périodes de régulations de quatre à six ans, avec l'objectif de bénéficier d'une visibilité suffisante au regard, notamment, des cycles d'investissements longs dans les infrastructures et des risques de sortie de certains actifs des stockages visés par la PPE.
La mise en œuvre de mécanismes de régulation incitative, et en particulier la détermination d'une trajectoire de charges nettes d'exploitation, nécessite de se fonder sur un retour d'expérience dont la CRE ne dispose pas à l'entrée dans la régulation. Elle avait ainsi retenu des périodes tarifaires de durées plus courtes pour les activités de transport et de de distribution au moment de leur entrée dans la régulation (1 à 3 ans selon le tarif concerné).
En outre, les délais de mise en œuvre du tarif ATS n'ont pas permis à la CRE de procéder à un audit détaillé des demandes des opérateurs concernant les charges nettes d'exploitation.
La CRE n'est donc pas en mesure de proposer une trajectoire de charges nettes d'exploitation suffisamment pertinente pour y appliquer une régulation incitative efficace : fixée à un niveau trop élevé, la trajectoire génèrerait des revenus indus pour les opérateurs. Au contraire, fixée à un niveau trop bas, elle ne permettrait pas de couvrir les coûts des opérateurs.
La CRE avait donc proposé dans sa consultation publique une première période de régulation d'une durée courte, de deux ans.
La majorité des contributions sont favorables à la proposition de la CRE, considérant le délai contraint de mise en œuvre de la réforme, et le fait qu'une période courte permettra de mener rapidement un retour d'expérience et d'adapter le cadre de régulation si cela s'avérait nécessaire. Toutefois, la majorité de ces contributeurs soulignent le caractère exceptionnel de ce contexte, et souhaitent que la CRE retienne une durée plus longue dès la deuxième période de régulation.
En conséquence, la CRE fixe la durée de la première période de régulation à deux ans. Au cours de cette période, la CRE mènera un retour d'expérience, pour envisager à l'avenir, d'une part, la définition de périodes tarifaires plus longues, et d'autre part, la mise en œuvre de mécanismes de régulation incitative adaptés.
La CRE procèdera à une mise à jour tarifaire annuelle, pour l'année 2019.
1.3.5 Perception du revenu autorisé
La perception des revenus autorisés de Storengy, TIGF et Géométhane est réalisée pour chaque année civile :
- d'une part, au travers de recettes perçues directement par les opérateurs de stockage auprès de leurs clients, majoritairement issues de la commercialisation de capacités de stockages souterrains de gaz naturel dont les modalités sont fixées par la CRE dans la délibération du 22 février 2018 portant décision relative aux modalités de commercialisation des capacités de stockage dans le cadre de mise en œuvre de l'accès régulé des tiers aux stockages souterrains de gaz naturel en France ;
- d'autre part, dans l'hypothèse où les recettes perçues directement par les opérateurs sont inférieures à leur revenu autorisé, au travers d'une compensation collectée par les gestionnaires de réseau de transport (GRT) auprès de leurs clients et reversée aux opérateurs de stockage. Les modalités de collecte et de reversement de cette compensation sont fixées dans la délibération du 22 mars 2018 portant décision sur l'introduction d'un terme tarifaire stockage dans le tarif ATRT.
1.4 Cadre de régulation tarifaire
L'activité des opérateurs de stockage est encadrée par différents dispositifs qui constituent le cadre de régulation tarifaire.
Le cadre de régulation permet de corriger, a posteriori, le revenu autorisé en prenant en compte à travers le CRCP, pour des postes prédéfinis, l'écart entre les charges ou recettes prévisionnelles et celles effectivement réalisées.
Par ailleurs, afin d'inciter Storengy, TIGF et Géométhane à la meilleure commercialisation de leurs capacités, le cadre tarifaire prévoit un mécanisme incitatif sur la commercialisation décrit au paragraphe 1.4.2. de la présente délibération.
1.4.1 Compte de régularisation des charges et des produits (CRCP)
Le revenu autorisé des opérateurs de stockage est établi à partir d'hypothèses sur le niveau des charges et des recettes. La CRE a proposé, dans sa consultation publique, de mettre en œuvre un mécanisme de régularisation a posteriori, le CRCP, afin de prendre en compte les écarts entre les charges et les produits réellement constatés, et les charges et les produits prévisionnels. Les opérateurs de stockage, dans leurs dossiers tarifaires, ont proposé des cadres tarifaires fondés sur ce fonctionnement. La CRE a par ailleurs consulté le marché sur un principe de tarif « 100 % CRCP ».
Tous les contributeurs à la consultation publique se sont déclarés en faveur de l'introduction de ce mécanisme. Ils indiquent toutefois que la couverture à 100% des écarts ne présente pas de caractère incitatif et ne se justifie que par le contexte exceptionnel de l'entrée en vigueur de la réforme. Certains considèrent par ailleurs que la CRE devra mener des contrôles ex post. Quelques acteurs demandent une régulation incitative sur la trajectoire des charges des opérateurs dès l'entrée en vigueur de la régulation du stockage, pour inciter les opérateurs à maîtriser leurs charges.
La CRE retient, pour ce premier exercice, un cadre tarifaire dans lequel les écarts constatés entre le prévisionnel et le réalisé pour l'ensemble des charges et recettes à compter de l'exercice comptable 2018 seront régularisés a posteriori par le CRCP. Ce mécanisme garantit un niveau tarifaire in fine strictement égal aux dépenses et recettes réelles de l'opérateur, mais présente toutefois le défaut de ne pas inciter les opérateurs à maîtriser leurs dépenses notamment en termes de charges d'exploitation.
La méthode de calcul du CRCP est cohérente avec un équilibre tarifaire par année civile. Le solde du CRCP est calculé au 31 décembre de chaque année. Il prend en compte les écarts de charges ou de revenus constatés par rapport aux charges nettes d'exploitation prévisionnelles.
Le solde de ce compte au 31 décembre de l'année N sera apuré l'année N+1, à l'occasion de l'évolution tarifaire annuelle, par une diminution ou une augmentation du revenu autorisé, dans la limite d'une variation du revenu autorisé prévisionnel de chaque opérateur de +/- 5 %. En cas de dépassement de ce seuil de +/- 5 %, la régularisation de l'écart restant sera effectuée au travers des CRCP des années suivantes.
Afin d'assurer la neutralité financière du mécanisme, le CRCP sera actualisé au même taux sans risque nominal que celui retenu dans le cadre de l'ATRT6, soit 2,7 %.
Les postes couverts par le CRCP pour le tarif ATS seront les suivants, dans la limite du périmètre des infrastructures régulées :
- charges nettes d'exploitation ;
- charges de capital normatives ;
- recettes de commercialisation des capacités de stockage, y compris les services annexes, et revenus perçus auprès des utilisateurs des réseaux de transport et reversés par les GRT ;
- gains ou pertes relatifs aux achats/ventes de gaz de performance ou consécutifs à la mise en œuvre d'obligations réglementaires de remplissage.
Le bonus résultant du mécanisme de régulation incitative sur la commercialisation est versé, le cas échéant, via le CRCP.
Des contrôles a posteriori pourront être diligentés pour s'assurer du caractère efficace et prudent des charges engagées. Les conséquences financières des audits conduits le cas échéant par la CRE seront prises en compte à travers le CRCP.
1.4.2 Régulation incitative
L'article L. 452-3 du code de l'énergie dispose que les délibérations de la CRE relatives aux tarifs des opérateurs de stockage « 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 ».
1.4.2.1 Proposition de Storengy
Storengy indiquait être favorable au principe d'une régulation incitative. Néanmoins, dans sa proposition initiale, il lui semblait préférable d'attendre un retour d'expérience suffisant, d'un à deux ans, de façon à construire collectivement les éventuelles mesures incitatives qui permettraient, le cas échéant, d'améliorer le système et d'en définir les indicateurs et objectifs pertinents.
Si une régulation incitative devait être mise en place dès 2018, Storengy préconisait de retenir une incitation à maximiser les volumes vendus, en accordant un bonus correspondant à un pourcentage du revenu autorisé en fonction du taux de souscription des capacités.
1.4.2.2 Proposition de TIGF
TIGF indiquait être favorable au principe d'une régulation incitative et a émis quatre propositions au cours des échanges avec la CRE :
- Option 1, maximisation des capacités commercialisées : incite les opérateurs de stockage à augmenter les capacités proposées à la vente, en leur attribuant un bonus pour toute capacité supplémentaire proposée au marché par rapport aux capacités reconnues nécessaires à la sécurité d'approvisionnement par la PPE ;
- Option 2, investissement permettant d'améliorer l'offre : incite les opérateurs de stockage à investir dans le but d'améliorer les performances de leurs stockages, en rémunérant de tels investissements avec une prime ;
- Option 3, taux de vente des capacités commercialisées : incite les opérateurs de stockage à vendre l'ensemble de leurs capacités, en rémunérant l'opérateur en fonction du taux de souscription de ses capacités ;
- Option 4, revenu des enchères : incite les opérateurs de stockage à maximiser les revenus issus des enchères, en leur permettant de conserver une partie des premiums d'enchères (différence entre le revenu issu des enchères et le revenu si les capacités sont vendues aux prix de réserve).
1.4.2.3 Analyse de la CRE
La CRE rappelle que l'objectif premier de la commercialisation est de maximiser les souscriptions de capacité de stockage. Dans un second temps, l'objectif de maximisation du revenu issu des enchères est recherché.
Afin d'inciter les opérateurs de stockage sur ces deux objectifs, la CRE définit, pour la première année de stockage, une méthode permettant aux opérateurs de conserver une proportion du revenu lié aux souscriptions de leurs clients, d'autant plus élevée que le taux de souscription des capacités offertes est important. Ce bonus est fonction des revenus générés par chaque opérateur. La méthode est décrite ci-dessous. Cette méthode pourra être réexaminée lors de la mise à jour tarifaire annuelle, pour l'année 2019.
Méthode retenue
Au-delà de 75 % de taux de souscription (capacités vendues par rapport aux capacités offertes par l'opérateur), chaque pourcentage de taux de souscription supplémentaire permet à l'opérateur de conserver 0,2 % du revenu généré par les souscriptions de ses clients avant la fin de la phase de commercialisation initiale.
Cette méthode se traduit par la formule suivante :
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Avec :
- B : bonus obtenu par l'opérateur, en €
- RE : revenu généré par les souscriptions des clients de l'opérateur avant la fin de la phase de commercialisation initiale, en €
- T : taux de souscription (capacités vendues par rapport aux capacités offertes par l'opérateur), en %
Cette méthode s'illustre par le graphique ci-dessous.
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Dans le cas spécifique de l'année de stockage 2018-2019, les expéditeurs qui soutireront du gaz depuis les stockages du Sud à l'hiver revendront leur gaz à un prix unique France (PEG) qui devrait avoisiner le prix PEG Nord actuel. Ils auront injecté ce gaz durant la période de remplissage à l'été 2018, alors que les deux zones de marché seront encore présentes, au prix TRS. Or, le prix PEG Nord est historiquement moins élevé que le prix TRS. Afin de corriger cet effet dans la méthode de régulation incitative retenue, les revenus considérés pour calculer le bonus par chaque opérateur seront majorés forfaitairement, pour l'offre de stockage de la TRS, d'un prix unitaire de 0,5 €/MWh. Cette majoration est cohérente avec les spreads PEG Nord/TRS observés au cours des derniers étés.
2. Revenus autorisés des opérateurs de stockage
2.1 Demandes de revenus autorisés des opérateurs de stockage
2.1.1 Demande de Storengy
2.1.1.1 Demande de BAR
Storengy indique avoir établi sa demande de base d'actifs régulés (BAR) initiale à partir des principes et méthodes retenues par la CRE lors de la définition des premiers tarifs de transport de gaz naturel (dits « ATRT ») qui s'était alors fondée sur les conclusions de la Commission spéciale instituée par l'article 81 de la loi de finances rectificative du 28 décembre 2001 (la Commission Houri), chargée de fixer le prix de cession, par l'Etat, de ses réseaux de transport de gaz naturel.
Storengy indique avoir appliqué des modalités de réévaluation des actifs similaires à celles appliquées dans le tarif ATRT et avoir retenu des durées d'amortissement des actifs correspondant à leur durée de vie technique :
- puits, cavités et collectes : 50 ans ;
- installations de traitement et de compression : 30 ans ;
- bâtiments et génie civil : 30 ans ;
- matériels de mesure, télé-exploitation et autres : 10 ans ;
- petits matériels : 5 ans ;
- terrains : non-amortis ;
- gaz coussin : horizon 2260, cet horizon correspond à l'horizon d'extinction des ressources de gaz naturel dans le monde selon l'AIE (World Energy Outlook 2011).
Le tableau suivant présente la demande de trajectoire de BAR de Storengy :
En M€
2018
2019
BAR au 01/01/N
4 022
4 183
dont gaz coussin
2 215
2 242
dont autres actifs
1 806
1 940
Immobilisations en cours
351
199
La BAR de Storengy intègre les actifs de tous les sites listés dans le périmètre retenu par la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE). A noter que dans sa demande, les actifs des sites en exploitation réduite (Soings-en-Sologne, Saint-Clair-sur-Epte et Trois-Fontaines), dits « sous-cocon », sont intégrés à la BAR à une valeur nulle.
Les trajectoires de BAR et d'IEC sont construites sur la base des prévisions d'investissements et de mises en service d'actifs de Storengy suivantes :
En M€ courants
2018
2019
Investissements
93
90
Mises en services
247
124
2.1.1.2 Demande de taux de rémunération des actifs
Storengy a formulé une demande de taux de rémunération de 7,25 % (réel, avant impôt) pour les actifs inclus dans la BAR. L'opérateur indique que ce taux, qui se situe 200 points de base au-dessus du taux de rémunération du tarif ATRT6 (5,25 %), traduit les risques inhérents à l'activité de stockage de gaz que l'opérateur estime être au moins aussi élevés que ceux portés par l'activité d'exploitation de terminal méthanier régulé.
Pour les immobilisations en cours (IEC) (actifs non inclus dans la BAR car non mis en service), Storengy a formulé une demande de taux de rémunération de 5,70 % (nominal, avant impôt) et indique que ce taux correspond au taux du tarif ATRT6 augmenté de la même prime de 200 points de base que pour le taux de rémunération de la BAR.
2.1.1.3 Demande de charges nettes d'exploitation
Le tableau suivant présente la demande de trajectoire de CNE de Storengy :
En M€ courants
2018
2019
Charges nettes d'exploitation
180
189
2.1.1.4 Demande de revenu autorisé
Le tableau suivant présente la demande de revenu autorisé de Storengy :
En M€ courants
2018
2019
Charges de capital normatives (CCN)
439
447
dont Amortissement de la BAR
127
133
dont Rémunération de la BAR
292
303
dont Rémunération des IEC
20
11
Charges nettes d'exploitation (CNE)
180
189
Revenu autorisé (RA)
619
636
2.1.2 Demande de TIGF
2.1.2.1 Demande de BAR
TIGF indique avoir établi sa demande de base d'actifs régulés (BAR) initiale à partir des principes et méthodes retenues par la CRE lors de la définition des premiers tarifs ATRT qui s'était alors fondée sur les conclusions de la Commission spéciale instituée par l'article 81 de la loi de finances rectificative du 28 décembre 2001 (la Commission Houri), chargée de fixer le prix de cession, par l'Etat, de ses réseaux de transport de gaz naturel.
TIGF indique avoir appliqué des modalités de réévaluation des actifs similaires à celles appliquées dans le tarif ATRT et avoir retenu des durées d'amortissement des actifs correspondant à leur durée de vie technique :
- puits, canalisations et branchements : 50 ans ;
- postes de livraison, de détente, de comptage et compression : 30 ans ;
- immobilier et constructions : 30 ans ;
- matériels, outillages, SI et installations annexes : 10 ans ;
- logiciels : 5 ans ;
- terrains : non-amortis ;
- gaz coussin : 250 ans.
Le tableau suivant présente la demande de trajectoire de BAR de TIGF :
En M€ courants
2018
2019
BAR au 01/01/N
1 372
1 456
dont gaz coussin
1 012
1 022
dont autres actifs
360
434
Immobilisations en cours
89
44
La BAR de TIGF intègre les actifs de tous les sites listés dans le périmètre retenu par la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE), à savoir les sites d'Izaute et de Lussagnet.
Les trajectoires de BAR et d'IEC sont construites sur la base des prévisions d'investissements et de mises en service d'actifs de TIGF suivantes :
En M€ courants
2018
2019
Investissements
72
62
Mises en services
102
62
Ces investissements comprennent notamment le projet dit « Lussagnet phase 1 » listé dans la PPE parmi les capacités additionnelles des sites en développement disposant d'une autorisation au titre du code minier et de code de l'environnement.
2.1.2.2 Demande de taux de rémunération des actifs
TIGF a formulé une demande de taux de rémunération de 7,50 % (réel, avant impôt) pour les actifs inclus dans la BAR. L'opérateur indique que ce taux, qui se situe 225 points de base au-dessus du taux de rémunération du tarif ATRT6 (5,25 %), est soutenu par des analyses qualitatives du risque de l'activité de stockage de gaz naturel qui conduisent à positionner cette activité à un niveau de risque et de rentabilité au moins équivalent à celui des terminaux méthaniers régulés.
Pour les immobilisations en cours (IEC) (actifs non inclus dans la BAR car non mis en service), TIGF a formulé une demande de taux de rémunération de 3,70 % (nominal, avant impôt), identique au taux de rémunération des IEC retenu dans le tarif ATRT6.
2.1.2.3 Demande de charges nettes d'exploitation
Le tableau suivant présente la demande de trajectoire de CNE de TIGF :
En M€ courants
2018
2019
Charges nettes d'exploitation
42
44
2.1.2.4 Demande de revenu autorisé
Le tableau suivant présente la demande de revenu autorisé de TIGF :
En M€ courants
2018
2019
Charges de capital normatives (CCN)
146
157
dont Amortissement de la BAR
40
46
dont Rémunération de la BAR
103
109
dont Rémunération des IEC
3
2
Charges nettes d'exploitation (CNE)
42
44
Revenu autorisé (RA)
188
201
2.1.3 Demande de Géométhane
2.1.3.1 Demande de BAR
Géométhane indique avoir établi sa demande de base d'actifs régulés (BAR) initiale à partir des principes et méthodes retenues par la CRE lors de la définition des premiers tarifs de transport de gaz naturel (dits « ATRT ») qui s'était alors fondée sur les conclusions de la Commission spéciale instituée par l'article 81 de la loi de finances rectificative du 28 décembre 2001 (la Commission Houri), chargée de fixer le prix de cession, par l'Etat, de ses réseaux de transport de gaz naturel.
Géométhane indique avoir appliqué des modalités de réévaluation des actifs similaires à celles appliquées dans le tarif ATRT et avoir retenu des durées d'amortissement des actifs correspondant à leur durée de vie technique :
- puits, cavités et collectes : 50 ans ;
- immobilier et constructions : 30 ans ;
- équipements têtes de puits : 25 ans ;
- installations techniques : 10 à 30 ans ;
- outillages industriels : 15 ans ;
- véhicules : 10 ans ;
- logiciels et petits matériels : 5 ans ;
- gaz coussin : horizon 2260, cet horizon correspond à l'horizon d'extinction des ressources de gaz naturel dans le monde selon l'AIE (World Energy Outlook 2011).
Le tableau suivant présente la demande de trajectoire de BAR de Géométhane :
En M€
2018
2019
BAR au 01/01/N
202
214
dont gaz coussin
38
39
dont autres actifs
163
175
Immobilisations en cours
71
84
La BAR de Géométhane intègre les actifs de son site de Manosque, listé dans le périmètre retenu par la Programmation pluriannuelle de l'énergie (PPE).
Les trajectoires de BAR et d'IEC sont construites sur la base des prévisions d'investissements et de mises en service d'actifs de Géométhane suivantes :
En M€ courants
2018
2019
Investissements
32
50
Mises en services
20
-
Ces investissements comprennent notamment le projet dit « Manosque 2 » listé dans la PPE parmi les capacités additionnelles des sites en développement disposant d'une autorisation au titre du code minier et de code de l'environnement.
2.1.3.2 Demande de taux de rémunération des actifs
Géométhane a formulé une demande de taux de rémunération de 7,50 % (réel, avant impôt) pour les actifs inclus dans la BAR. L'opérateur indique que ce taux, qui se situe 225 points de base au-dessus du taux de rémunération du tarif ATRT6 (5,25 %), traduit les risques inhérents à l'activité de stockage de gaz ainsi que la spécificité, selon lui, de Géométhane qui ne dispose que d'un seul site de stockage.
Géométhane a par ailleurs formulé une demande de taux de rémunération bonifié de 150 points de base pour les actifs de son projet Manosque Phase 2, soit un taux de 9,0 % (réel, avant impôt), que l'opérateur justifie notamment par les besoins de décongestion de la zone Sud-Est et de fluidification des liaisons Nord-Sud que ces investissements devraient permettre de satisfaire.
Pour les immobilisations en cours (IEC) (actifs non inclus dans la BAR car non mis en service), Géométhane a formulé une demande de taux de rémunération de 5,70 % (nominal, avant impôt) et indique que ce taux correspond au taux retenu par la CRE dans la cadre du tarif ATRT augmenté d'une prime de 200 points de base.
2.1.3.3 Demande de charges nettes d'exploitation
Le tableau suivant présente la demande de trajectoire de CNE de Géométhane :
En M€
2018
2019
Charges nettes d'exploitation
15
16
2.1.3.4 Demande de revenu autorisé
Le tableau suivant présente la demande de revenu autorisé de Géométhane :
En M€ courants
2018
2019
Charges de capital normatives (CCN)
29
32
dont Amortissement de la BAR
9
10
dont Rémunération de la BAR
15
16
dont Rémunération des IEC
5
6
Charges nettes d'exploitation (CNE)
15
16
Revenu autorisé (RA)
45
48
2.2 Trajectoires retenues des charges nettes d'exploitation
Comme explicité dans la consultation publique, la CRE n'est pas en mesure, pour la première période tarifaire, d'établir une trajectoire prévisionnelle de charges nettes d'exploitation suffisamment pertinente pour y appliquer une régulation incitative pluriannuelle efficace.
Les trajectoires proposées par les opérateurs TIGF et Géométhane sont ainsi reprises telles quelles dans le calcul du revenu autorisé pour les exercices 2018 et 2019.
Concernant Storengy, la CRE a examiné les modalités de prise en compte de certains contrats de prestations groupe inclus dans la demande tarifaire de l'opérateur.
Il ressort de cet examen que Storengy bénéficie de certaines prestations du groupe ENGIE non individualisées. Ces prestations (frais de siège) sont intégrées dans la demande tarifaire de Storengy à hauteur d'un montant net, après refacturation d'une quote-part de ces charges à ses filiales internationales, de 1,3 M€ en 2018 et de 1,4 M€ en 2019. La CRE rappelle que les frais de siège doivent correspondre à des prestations effectivement fournies par la maison mère à ses filiales. La CRE considère que Storengy n'a pas justifié la nature des prestations effectuées et le montant associé. En conséquence, la CRE exclut de l'assiette des charges nettes d'exploitation à couvrir par le tarif ATS1 ces frais de siège.
Le tableau suivant présente la trajectoire de charges nettes d'exploitation résultant de l'ajustement retenu par la CRE :
Charges nettes 
      

    d'exploitation 
      

    (en M€)
Storengy
TIGF
Géométhane
2018
2019
2018
2019
2018
2019
Demande des opérateurs
180,4
189,0
42,4
44,0
15,2
15,8
Ajustement retenu par la CRE
- 1,3
- 1,4
-
-
-
-
Trajectoire retenue
179,1
187,6
42,4
44,0
15,2
15,8
2.3 Trajectoires retenues des charges de capital normatives
Les charges de capital normatives (CCN) comprennent une part d'amortissement et une part de rémunération financière des actifs immobilisés. Pour calculer les charges de capital à couvrir par les tarifs, la CRE a retenu les montants prévisionnels d'investissements présentés par Storengy, TIGF et Géométhane.
La CRE a appliqué les principes de calcul des charges de capital adoptés dans les autres tarifs d'infrastructures gazières régulées.
2.3.1 Trajectoires prévisionnelles de la BAR et des immobilisations en cours (IEC)
Conformément aux principes exposés aux paragraphes 1.3.2.4 et 1.3.2.5 et sur la base des données issues de la comptabilité sociale des opérateurs au 31 décembre 2016 et de leurs prévisions d'investissements et de mises en services d'actifs, la CRE retient les trajectoires de BAR et d'IEC ci-après.
Par rapport aux niveaux de BAR au 1er janvier 2018 présentés dans la consultation publique du 21 décembre 2017, la CRE a procédé à des ajustements additionnels afin de prendre en compte certains des commentaires formulés par les opérateurs dans leur réponse à la consultation publique, notamment s'agissant de l'application de la méthode dite « Houri » au gaz coussin. La CRE retient donc les niveaux de BAR et d'IEC suivants :
Storengy - M€ courants
2018
2019
BAR au 01/01/N
3 526,3
3 685,8
dont gaz coussin
1 616,3
1 610,7
dont autres actifs
1 910,0
2 075,2
Mises en service (*)
247,3
124,5
Amortissement
- 124,2
- 129,5
Réévaluation
36,5
36,8
BAR au 31/12/N
3 685,8
3 717,6
Immobilisations en cours (IEC)
404,2
248,5
(*) Investissements entrant dans la BAR.