Participaient à la séance : Jean-François CARENCO, président, Catherine EDWIGE, Jean-Laurent LASTELLE et Jean-Pierre SOTURA, commissaires.
Le tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et de Teréga (gestionnaires de réseau de transport ou GRT), dit « tarif ATRT6 », est entré en vigueur le 1er avril 2017 pour une période d'environ quatre ans. Il prévoit une mise à jour au 1er avril de chaque année, à compter du 1er avril 2018, selon des modalités fixées dans la décision tarifaire de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) du 15 décembre 2016 (1).
Le tarif ATRT6 a évolué une première fois au 1er avril 2018 selon les modalités fixées dans la délibération de la CRE du 7 février 2018 (2).
La présente délibération a pour objet l'évolution du tarif ATRT6 à compter du 1er avril 2019.
Les principales évolutions fixées dans la présente délibération sont les suivantes :
Evolution du niveau tarifaire moyen :
Le tarif ATRT6 prévoyait une évolution moyenne du tarif de GRTgaz au 1er avril 2019 de + 3,0 % liée principalement aux investissements nécessaires à la fusion des zones et à la baisse des souscriptions de capacité. La CRE retient une hausse moyenne du tarif au 1er avril 2019 de + 4,6 %. L'écart entre ces deux évolutions s'explique principalement, en premier lieu, par le niveau d'inflation à 1,6 % au lieu de 1 % prévu, en deuxième lieu, par la révision des modalités de fonctionnement de la zone B, et en troisième lieu, par l'augmentation des charges d'énergie et des coûts de levée des congestions. Cette hausse moyenne se traduira, en application des principes prévus par la délibération du 15 décembre 2016, par une hausse des termes du réseau principal à hauteur de l'inflation, soit + 1,6 %, et des termes du réseau régional de + 7,1 %. Ces évolutions sont à comparer aux hausses envisagées de + 1,0 % pour les termes du réseau principal et + 4,5 % pour les termes du réseau régional dans la trajectoire tarifaire.
Le tarif ATRT6 prévoyait initialement une évolution moyenne du tarif de Teréga au 1er avril 2019 de + 2,8 % liée principalement aux investissements nécessaires à la fusion des zones. La CRE retient une hausse moyenne du tarif de Teréga au 1er avril 2019 de + 3,0 %, en ligne avec l'évolution envisagée dans la trajectoire ATRT6 (+ 2,8 %). L'écart entre ces deux évolutions s'explique principalement, en premier lieu, par le niveau d'inflation à 1,6 % au lieu de 1 % prévu, et en deuxième lieu, par une augmentation des coûts de levée des congestions compensée par une légère hausse des souscriptions. Cette hausse moyenne se traduira, en application des principes prévus par la délibération du 15 décembre 2016, par une hausse des termes du réseau principal à hauteur de l'inflation, soit + 1,6 %, et des termes du réseau régional de + 5,1 %. Ces évolutions sont à comparer aux hausses envisagées de + 1,0 % pour les termes du réseau principal et + 5,4 % pour les termes du réseau régional dans la trajectoire tarifaire.
Modalités d'accès à la zone desservie en « gaz B » :
Dans sa délibération du 13 décembre 2018 relative aux modalités d'accès à la zone desservie en gaz à bas pouvoir calorifique (gaz B), la CRE fait évoluer les règles de fonctionnement de la zone B afin de permettre à tous les expéditeurs de continuer à bénéficier d'un accès simple et transparent à la zone B jusqu'en 2029.
La principale conséquence à court terme des évolutions décidées par la CRE est une augmentation des capacités souscrites par GRTgaz au titre de la prestation d'échange de gaz H en gaz B afin d'étendre le service à l'ensemble des consommations de la zone B.
La délibération tarifaire du 15 décembre 2016 prévoit que l'écart entre la trajectoire tarifaire et les coûts prévus par la nouvelle prestation d'échange de gaz H en gaz B sur la durée du tarif ATRT6 est couvert à 100 % au compte de régularisation des charges et produits (CRCP).
SOMMAIRE
1. Méthode
1.1. Rappel des principes généraux en vigueur dans le tarif ATRT6
1.2. Modalités d'accès à la zone desservie en Gaz b : conséquences financières
1.3. Répartition des recettes perçues par les GRT au point d'échange de gaz (PEG) de la trading region france (TRF)
1.4. Incitation à la mise en service des projets Val de Saône et Gascogne-midi
1.5. Régulation incitative de la qualité de service
1.5.1. Rappel du dispositif en vigueur
1.5.2. Demandes de GRTgaz
2. Paramètres et évolution du tarif d'évolution des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga au 1er avril 2019
2.1. Revenu autorisé 2019 des GRT
2.1.1. Charges de capital
2.1.2. Charges nettes d'exploitation (hors énergie)
2.1.3. Poste « Energies et quotas de CO2 »
2.1.4. Poste coûts de traitement des congestions
2.1.5. Calcul du CRCP
2.1.6. Annuité de reversement inter-opérateur
2.1.7. Demande de couverture additionnelle : interruptibilité
2.1.8. Revenu autorisé 2019
2.2. Hypothèses de souscriptions de capacités pour l'année 2019
2.2.1. GRTgaz
2.2.2. Teréga
2.2.3. Total France (réseau principal)
2.3. Evolution tarifaire au 1er avril 2019
2.3.1. GRTgaz
2.3.2. Teréga
3. Tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga, applicable au 1er avril 2019
3.1. Règles tarifaires
3.1.1. Définitions
3.1.2. Souscription de capacités
3.1.3. Redistribution des excédents des recettes d'enchères de capacité
3.1.3.1. Excédents de recettes d'enchères
3.1.3.2. Redistribution pour la période du 1er novembre 2018 au 30 septembre 2019
3.1.4. Cession des capacités de transport sur les réseaux de GRTgaz et de Teréga
3.2. Grille tarifaire d'utilisation des réseaux de GRTgaz et de Teréga au 1er avril 2019
3.2.1. Revenus autorisés à percevoir par le tarif de transport
3.2.2. Tarifs applicables aux souscriptions annuelles de capacité journalières d'acheminement et de livraison
3.2.2.1. Tarification des Points d'interconnexion des réseaux (PIR)
3.2.2.2. Tarification des Points d'interface transport terminaux méthanier (PITTM)
3.2.2.3. Tarification des Points d'interface transport stockage (PITS)
3.2.2.4. Tarification de la capacité de sortie du réseau principal vers les points de livraison
3.2.2.5. Tarification de l'acheminement sur le réseau régional
3.2.3. Terme tarifaire stockage fonction de la modulation hivernale (TS)
3.2.3.1. Montant de compensation à percevoir
3.2.3.2. Calcul de l'assiette de compensation
3.2.3.3. Calcul du terme tarifaire stockage
3.2.4. Multiplicateurs tarifaires pour les souscriptions de capacité d'acheminement et de livraison d'une durée inférieure à l'année
3.2.4.1. Aux Points d'interconnexion des réseaux (PIR)
3.2.4.2. Aux Points d'interface transport terminaux méthanier (PITTM)
3.2.4.3. Aux Points d'interface transport stockage (PITS)
3.2.4.4. En sortie du réseau principal, sur le réseau régional et en livraison
3.2.5. Tarifs applicables aux souscriptions annuelles de capacité d'injection de gaz sur le réseau de transport à partir d'une installation de production de gaz
3.2.6. Tarification des points notionnels d'échange de gaz
3.2.7. Service de flexibilité intra-journalière pour les sites fortement modulés
3.2.8. Offre d'acheminement interruptible à préavis court de GRTgaz
3.2.9. Terme de proximité
3.2.10. Conversion de qualité du gaz
3.2.10.1. Service de conversion de pointe de gaz H en gaz B
3.2.10.2. Service de conversion de gaz B en gaz H
3.2.10.3. Pénalité pour écart de bilan journalier au périmètre B
3.2.10.4. Contrôle des nominations sur les infrastructures physiques du réseau B
3.2.11. Service d'équilibrage basé sur le stock en conduite
3.2.12. Pénalités pour dépassement de capacité
3.2.12.1. Pénalités pour dépassement de capacité journalière
3.3. Evolution de la grille tarifaire des GRT à compter du 1er avril 2020
3.3.1. Prise en compte du solde du CRCP
DÉCISION
Annexe 1 : Tableau de synthèse de la grille tarifaire applicable au 1er avril 2019
Annexe 2 : Indicateurs de suivi de la qualité de service des GRT
Annexe 3 : Décomposition de la BAR 2019 entre réseau principal et réseau régional
Annexe 4 : Listes des NTR par site
Annexe 5 : Données publiées par les GRT
1. Méthode
1.1. Rappel des principes généraux en vigueur dans le tarif ATRT6
Les articles L. 452-2 et L. 452-3 du code de l'énergie encadrent les compétences tarifaires de la CRE. Ainsi, l'article L. 452-2 prévoit que la CRE fixe les méthodes utilisées pour établir les tarifs d'utilisation des réseaux de gaz naturel. L'article L. 452-3 dispose 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. Ces délibérations […] 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. »
Le tarif actuel d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel des gestionnaires de réseaux de transport (GRT), GRTgaz et Teréga, dit « tarif ATRT6 », est entré en vigueur le 1er avril 2017 (3).
La délibération du 15 décembre 2016 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et de Teréga (« la Délibération tarifaire ») fixe pour cette période un certain nombre de paramètres, notamment :
- la trajectoire des charges d'exploitation ;
- la trajectoire des charges de capital normatives ;
- les principes de construction du revenu autorisé des opérateurs et de leur mise à jour annuelle ;
- les principes d'évolution des différents termes tarifaires du réseau de transport à l'occasion des mises à jour tarifaires ;
- les principales conséquences tarifaires de la création de la zone de marché unique au 1er novembre 2018.
Par ailleurs, la Délibération tarifaire met en place des mécanismes de régulation incitative portant sur quatre volets différents :
- une régulation incitative des dépenses d'investissements :
- introduction d'une incitation à la maîtrise des dépenses d'investissements « hors réseaux » ;
- renforcement de l'incitation à la maîtrise des coûts des grands projets de développement du réseau de transport avec la fixation d'un budget-cible pour les projets de plus de 20 M€ ;
- modification du régime d'incitation au développement d'interconnexions fondé sur un bonus/malus financier qui sera versé à la date de mise en service effective des infrastructures ;
- une régulation incitative des charges d'exploitation : les charges nettes d'exploitation des GRT évoluent chaque année à partir du niveau retenu pour 2017, selon un indice égal à la somme de l'inflation et d'un coefficient d'évolution annuelle qui intègre un objectif d'efficience portant sur un périmètre d'activité constant par rapport à la période ATRT5. Les gains ou les pertes de productivité qui pourraient être réalisés par rapport à cette trajectoire sont conservés par chaque GRT ;
- une régulation incitative des dépenses de recherche et développement (R&D) : les montants alloués à la R&D et qui n'auraient pas été engagés seront restitués aux utilisateurs en fin de période tarifaire via le Compte de régularisation des charges et des produits (CRCP). En cas de dépassement par les GRT de la trajectoire fixée pour quatre ans, les écarts resteront à leur charge ;
- une régulation incitative de la qualité de service qui a pour objectif d'améliorer la qualité du service rendu aux utilisateurs des réseaux de transport dans les domaines jugés importants pour le bon fonctionnement du marché.
La Délibération tarifaire prévoit une mise à jour au 1er avril de chaque année de la grille tarifaire des deux GRT selon des modalités qu'elle fixe :
- la prise en compte de la trajectoire du revenu autorisé définie pour quatre ans et constituée de :
- la trajectoire des charges de capital normatives définie par la CRE ;
- la trajectoire des charges d'exploitation fixée par la CRE et qui évolue chaque année de l'inflation et d'un coefficient d'évolution annuelle ;
- la mise à jour du poste spécifique « Energie et quotas de CO2 » ;
- la mise à jour du poste spécifique « coûts de traitement des congestions » ;
- l'annuité prévisionnelle du reversement inter-opérateurs ;
- le terme de lissage du revenu autorisé sur quatre ans, correspondant à l'écart annuel entre la trajectoire des recettes prévisionnelles et le revenu autorisé prévisionnel du GRT ;
- l'apurement d'un quart du solde global du CRCP calculé au 31 décembre de l'année N - 1 ;
- la mise à jour des hypothèses de souscription de capacité ;
- les évolutions de la structure tarifaire liées à la création le 1er novembre 2018 de la place de marché unique en France, avec un mouvement tarifaire spécifique intervenant à cette date ;
- les autres évolutions éventuelles de la structure tarifaire décidées par la CRE, notamment dans le cadre de la mise en œuvre des codes de réseau européens et de l'évolution de l'offre des GRT.
1.2. Modalités d'accès à la zone desservie en gaz B : conséquences financières
Une partie de la région des Hauts-de-France est actuellement alimentée par du gaz naturel à bas pouvoir calorifique (ci-après « gaz B »), issu principalement du gisement de Groningue aux Pays-Bas. Les 1,3 million de consommateurs alimentés en gaz B consomment en moyenne 42 TWh par an, représentant environ 10 % de la consommation française de gaz naturel. Parmi ces consommateurs de gaz B, 93 sites industriels sont directement raccordés au réseau de transport. Le reste du territoire français est alimenté en gaz à haut pouvoir calorifique (ci-après « gaz H »).
La zone B fait partie d'une zone de marché et d'équilibrage commune avec la zone H depuis 2013. GRTgaz propose ainsi un service de conversion de gaz H en gaz B, afin que tous les expéditeurs puissent alimenter les consommateurs en gaz B comme s'ils les alimentaient en gaz H.
Pour permettre ce service de conversion, Engie fournit à GRTgaz depuis 2005 une prestation d'échange de gaz H en gaz B. En application de ce contrat, Engie exécute un service de conversion consistant à recevoir des quantités de gaz H en un point d'échange virtuel H et à restituer des quantités de gaz B de contenu énergétique équivalent en un point virtuel de conversion B.
Dans le cadre des engagements qu'Engie a pris auprès de la Commission européenne en 2009, dans le cadre de la procédure COMP/B-1/39.316 ouverte à son encontre, Engie s'est notamment engagé « à continuer le service de swap de Gaz H en Gaz B fourni à GRTgaz dans des conditions financières raisonnables sensiblement identiques aux conditions en vigueur […] pour que celui-ci puisse pérenniser le service régulé de conversion de Gaz H en Gaz B, qui permet à un expéditeur disposant de Gaz H d'échanger celui-ci contre du Gaz B, afin d'alimenter des clients desservis en Gaz B ». Cet engagement est applicable jusqu'au 1er octobre 2023.
Pour garantir la continuité de l'approvisionnement de la zone B, qui demeurera nécessaire jusqu'à la fin de la conversion physique des installations de la zone (prévue en 2029), et dans un objectif de fonctionnement continu de la zone jusqu'à son extinction, la CRE a souhaité dès à présent définir des règles pérennes de fonctionnement de la zone B. Les nouvelles règles de fonctionnement de la zone B ont fait l'objet d'une consultation publique en date du 25 octobre 2018 (4).
Dans sa délibération du 13 décembre 2018 relative aux modalités d'accès à la zone desservie en gaz à bas pouvoir calorifique (Gaz B), la CRE fait évoluer les modalités de fonctionnement de la zone B afin de permettre à tous les expéditeurs de continuer à bénéficier d'un accès simple et transparent à la zone B jusqu'en 2029 (5). Ces modalités permettent de maintenir la fusion contractuelle des zones B et H, adaptent et prolongent jusqu'en 2029 la prestation d'échange de gaz H en gaz B fournie par Engie à GRTgaz. Enfin, ces règles déterminent l'accès aux infrastructures physiques amont en gaz B.
Ainsi, l'ensemble des fournisseurs alimentant des consommateurs en zone B, y compris Engie, bénéficieront du service de conversion de gaz H en gaz B. La principale conséquence à court terme des évolutions décidées par la CRE est une augmentation des capacités souscrites par GRTgaz au titre de la prestation d'échange de gaz H en gaz B. En effet, GRTgaz souscrira cette prestation en dimensionnant son besoin sur la totalité de la consommation de la zone B à la pointe 2 %, à compter du 1er avril 2017 et selon les prévisions d'évolution jusqu'à la conversion totale de la zone en gaz H. Le coût de la prestation d'échange de gaz H en gaz B évoluera selon la trajectoire suivante :
M€courants
2017
2018
2019
2020
Coût de la nouvelle prestation d'échange de gaz H en gaz B
50
54
62
60
Le tarif ATRT6 a prévu une trajectoire de référence pour le coût du contrat de prestation d'échange de gaz H en gaz B. Cette trajectoire est présentée au 3.3.5 de la délibération du 15 décembre 2016 (6) :
GRTgaz, en M€courants
2017
2018
2019
2020
Charges au titre de la prestation d'échange de gaz H en gaz B 
(hors azote)
27 (*)
48
53
53
(*) Réalisé 2017.