Le tarif ATRT6 prévoit que la différence entre les coûts prévisionnels et réalisés associés aux quantités de gaz converties via le service de conversion de gaz H en gaz B est couverte à 100 % par le compte de régularisation des charges et produits (CRCP).
En conséquence, 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, retraité des sommes réellement acquittées par GRTgaz en 2017, est couvert à 100 % au CRCP ce qui aboutit à une augmentation d'environ 29 M€ du solde du CRCP ATRT6 (couvrant les années 2017 et 2018).
1.3. Répartition des recettes perçues par les GRT au Point d'échange de gaz (PEG) de la Trading Region France (TRF)
La création de la zone de marché unique le 1er novembre 2018 nécessite de répartir entre GRT les recettes au PEG France nouvellement créé, soit environ 16,9 M€ attendus en 2019. La CRE décide de répartir ces recettes au prorata des revenus autorisés des opérateurs, soit 12 % pour Teréga et 88 % pour GRTgaz. Ainsi :
- lorsqu'un expéditeur a signé un contrat d'acheminement avec GRTgaz seulement, ou avec GRTgaz et Teréga il s'acquitte des tarifs d'accès au PEG auprès de GRTgaz. GRTgaz reverse 12 % de ces recettes à Teréga ;
- lorsqu'un expéditeur a signé un contrat d'acheminement avec Teréga, il s'acquitte des tarifs d'accès au PEG auprès de Teréga. Teréga reverse 88 % de ces recettes à GRTgaz.
1.4. Incitation à la mise en service des projets Val de Saône et Gascogne-Midi
Dans sa délibération du 30 octobre 2014 portant décision relative au mécanisme de régulation incitative des projets Val de Saône et Gascogne-Midi, la CRE a prévu une régulation incitative (bonus/malus) sur le calendrier de mise en service de ces deux projets avant l'hiver 2018/2019 ; « GRTgaz (resp. Teréga) pourra recevoir une prime allant jusqu'à 16 M€ (resp. 4 M€) pour une mise en service effective avant le 1er novembre 2018. »
Les projets Val de Saône et Gascogne-Midi ont été mis en œuvre dans les délais, et la zone de marché unique a été créée le 1er novembre 2018 comme prévu en 2014 par GRTgaz et Teréga. Les bonus associés à ces mises en œuvre sont en conséquence intégrés au CRCP.
1.5. Régulation incitative de la qualité de service
Les indicateurs de suivi de la qualité de service ainsi que les incitations financières associées sont détaillés dans l'annexe 2.
1.5.1. Rappel du dispositif en vigueur
La régulation incitative de la qualité de service des GRT a pour objectif d'améliorer la qualité du service rendu aux utilisateurs des réseaux de transport dans les domaines jugés particulièrement importants pour le bon fonctionnement du marché du gaz.
Depuis le 1er avril 2018, la qualité de service des GRT est suivie au moyen de 19 indicateurs. Parmi ces 19 indicateurs, cinq font l'objet d'une incitation financière afin d'améliorer la qualité et la mise à disposition des données pour les expéditeurs.
Les 19 indicateurs suivis portent sur les thèmes suivants :
- la qualité et la disponibilité des données mises à disposition des expéditeurs par les GRT (5 indicateurs) ;
- les informations publiées et les modes d'intervention des GRT sur les marchés dans le cadre du système d'équilibrage mis en place au 1er octobre 2015 (5 indicateurs) ;
- le respect des prévisions fournies aux expéditeurs concernant les programmes de travaux des GRT (5 indicateurs) ;
- la fiabilité de l'indicateur de stock en conduite projeté (1 indicateur) ;
- la disponibilité de la liaison Nord-Sud (1 indicateur) ;
- l'impact environnemental des GRT (2 indicateurs).
La disparition de la liaison Nord-Sud, depuis le 1er novembre 2018, entraine la suppression de l'indicateur relatif à la mise à disposition du marché des capacités fermes supplémentaires à la liaison Nord-Sud.
Les indicateurs dont les modalités de calcul font référence à l'existence de deux zones d'équilibrage pour GRTgaz sont adaptés :
- indicateur de la qualité des quantités mesurées aux PITD et transmises aux GRD le lendemain pour le calcul des allocations provisoires ;
- indicateur de la qualité des prévisions globales de consommation de fin de journée gazière réalisées la veille et en cours de journée.
Les seuils de bonus/malus de ces deux indicateurs sont adaptés sans modifier le plafond et en appliquant le même fonctionnement que pour les indicateurs avant la fusion des zones.
Par ailleurs, avant la fusion des zones, les travaux réalisés sur les réseaux des GRT affectaient la disponibilité des capacités sur les différents points du réseau (PIR, PITTM, PITS, liaison Nord-Sud). A compter de la fusion des zones, pour les travaux au cœur du réseau la restriction des capacités sera mutualisée sur l'ensemble des points constituant un superpoint. Les indicateurs relatifs aux programmes de maintenance seront en conséquence publiés par type de points du réseau et par superpoint.
Ainsi, GRTgaz publiera :
- les maintenances « cœur de réseau » pour l'ensemble des superpoints, sauf S1 aval ;
- les maintenances locales aux points contractuels de GRTgaz.
Teréga publiera :
- les maintenances « cœur de réseau » pour les superpoints NS2 aval, NS3 aval, NS4 aval, S1 aval, SN1 amont, SN2 amont, SN3 amont, et EO2 aval ;
- les maintenances locales aux points contractuels de Teréga.
Le tableau ci-dessous détaille pour chaque limite de réseau, la composition des superpoints amont et aval :
Limites
Superpoint amont
Superpoint aval
N1
PIR Dunkerque + PITTM Dunkerque GNL
N2
PIR Dunkerque + PITTM Dunkerque GNL + PIR Virtualys
N3
PIR Virtualys + PIR Obergailbach
NS1
PIR Virtualys + PIR Obergailbach + PIR Oltingue
NS2
PIR Dunkerque + PITTM Dunkerque GNL + PIR Virtualys + PIR Obergailbach + PIR Oltingue + PITS Nord-Est + PITS Nord-Ouest
PITTM Fos + PITTM Montoir + PIR Pirineos + PITS Lussagnet + PITS Atlantique + PITS Sud Est
NS3
PIR Dunkerque + PITTM Dunkerque GNL + PIR Virtualys + PIR Obergailbach + PIR Oltingue + PITS Nord-Est + PITS Nord-Ouest + PITS Sud Est
PITTM Fos + PITTM Montoir + PIR Pirineos + PITS Lussagnet + PITS Atlantique
NS4
PIR Dunkerque + PITTM Dunkerque GNL + PIR Virtualys + PIR Obergailbach + PIR Oltingue + PITS Nord-Est + PITS Nord-Ouest + PITS Sud Est + PITS Atlantique
PITTM Fos + PIR Pirineos + PITS Lussagnet
S1
PIR Dunkerque + PITTM Dunkerque GNL + PIR Virtualys + PIR Obergailbach + PIR Oltingue + PITS Nord-Est + PITS Nord-Ouest + PITS Sud Est + PITS Atlantique + PITTM Fos
PIR Pirineos + PITS Lussagnet
EO1
PIR Obergailbach + PIR Oltingue + PITS Sud Est + PITTM Fos
PIR Virtualys + PIR Dunkerque + PITTM Dunkerque GNL + PITTM Montoir + PIR Pirineos + PITS Nord-Est + PITS Nord-Ouest + PITS Atlantique + PIR Lussagnet
EO2
PIR Obergailbach + PIR Oltingue + PITS Sud Est + PITTM Fos + PITS Nord Est + PITS Nord-Ouest + PITTM Dunkerque GNL + PIR Dunkerque + PIR Virtualys
PITTM Montoir + PIR Pirineos + PITS Atlantique + PITS Lussagnet
1.5.2. Demandes de GRTgaz
GRTgaz a transmis à la CRE des propositions de nouveaux indicateurs permettant le suivi du bon fonctionnement de la place de marché unique :
- suivi de la publication de l'information de vigilance à chaque heure : cet indicateur vise à assurer que le marché est informé des évolutions en situation de crise ;
- nombre de jours en alertes rouge ou en alerte violette : cet indicateur vise à évaluer la fréquence d'apparition des congestions ;
- taux de restriction des capacités à la suite d'une alerte rouge : cet indicateur vise à l'efficacité des mécanismes prévus pour résorber les congestions.
GRTgaz propose par ailleurs de modifier les indicateurs relatifs à l'environnement ; deux indicateurs sont suivis et publiés trimestriellement aujourd'hui ; (i) les émissions de gaz à effet de serre (GES) et (ii) les émissions de gaz à effet de serre rapportées au volume de gaz acheminé. GRTgaz indique que l'ouverture de marché rend de moins en moins pertinente la corrélation entre le volume de gaz acheminé et les émissions de GES étant donné que les émissions dépendent, entre autre, du lieu et de la pression de réception et de livraison du gaz. Il propose en conséquence de supprimer le deuxième indicateur et de modifier la publication du premier indicateur pour passer à une fréquence annuelle.
GRTgaz propose en outre la mise en place d'un nouvel indicateur de suivi de la bonne mise à disposition des avis d'équilibrage auprès des clients afin de leur permettre une meilleure gestion de leur équilibrage. Ces avis d'équilibrage regrouperaient des données dont la qualité ne dépend pas de la performance du GRT (données marché) et des données dont la qualité est déjà suivie par d'autres indicateurs (prévisions de consommation).
Enfin, GRTgaz propose une nouvelle définition de la fiabilité du stock en conduite projeté (SECp) qui se rapprocherait de la pratique et qui serait la suivante : « La fiabilité du SECp est le pourcentage d'heures par mois pour lesquelles le SECp publié est conforme. Le SECp publié à une heure donnée est considéré comme non conforme si au moins une des composantes qui permet de le calculer est non conforme, ou si la mise à jour de son calcul n'a pas pu s'effectuer. Les composantes principales qui permettent le calcul du SECp sont les prévisions de consommation, les quantités programmées, et le stock en conduite physique calculé à 6 heures du matin. »
La CRE considère qu'il est important de conserver l'indicateur des émissions de gaz à effet de serre rapportées au volume de gaz acheminé au vu des enjeux de la transition énergétique. En effet, cet indicateur est indispensable pour le suivi de la performance énergétique des opérateurs et permet de mesurer les efforts consentis par ces derniers pour réduire leurs émissions de gaz à effet de serre. Les incitations des GRT à limiter leurs émissions de gaz à effet de serre, y compris la question des litres de méthane dans l'atmosphère, feront l'objet d'une réflexion d'ensemble lors du prochain tarif ATRT7.
Par ailleurs, la CRE considère que les propositions de GRTgaz d'ajout d'indicateurs relatifs à la place de marché unique sont pertinentes. Ces indicateurs permettront de suivre le bon fonctionnement de la place de marché nouvellement créée et d'effectuer un retour d'expérience.
Toutefois, Teréga, bien qu'il soit favorable à une évolution des indicateurs de la qualité de service afin de mieux suivre le fonctionnement de la zone unique de gaz, a indiqué que les délais d'adaptation de son système d'information ne permettront pas la mise en œuvre de nouveaux indicateurs au 1er avril 2019. Il propose en conséquence de traiter ces propositions d'indicateurs lors de l'ATRT7, et d'en étudier trois autres :
- indicateur de répartition des occurrences de maintenance à l'amont et à l'aval ;
- indicateur de répartition des volumes de capacités restreintes à l'amont et l'aval ;
- indicateur de répartition des volumes de capacités restreintes à l'aval entre tous les PITS.
La CRE est favorable à ce que tout nouvel indicateur ou toute évolution du dispositif existant soient étudiés conjointement et mis en œuvre simultanément par GRTgaz et Teréga. En conséquence, la CRE demande aux deux GRT d'étudier ces évolutions et les présenter en Concertation Gaz dans le cadre des travaux de préparation du tarif ATRT7.
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
La trajectoire de charges de capital normatives (CCN) est fixée pour la période tarifaire ATRT6. Les écarts éventuels entre les charges prévues et réalisées sont couverts à 100 % par le compte de régularisation des charges et des produits (CRCP), à l'exception des charges relatives aux actifs dits « hors réseaux » pour lesquelles seul l'écart dû à l'inflation est pris en compte via le CRCP.
Charges de capital normatives (CCN) prévisionnelles
2017
2018
2019
2020
GRTgaz
dont CCN « hors réseaux »
993,4
93,9
1 006,9
98,3
1 068,1
104,1
1 070,8
101,1
Teréga
dont CCN « hors réseaux »
158,7
18,9
164,9
21,7
175,3
20,7
180,4
22,4
La base d'actifs régulés prévisionnelle des opérateurs, fixée par la délibération du 15 décembre 2016, se décompose comme suit :
Bases d'actifs régulés (BAR) au 01/01/N
2017
2018
2019
2020
GRTgaz
8 281,2
8 270,3
8 863,8
8 941,6
Canalisations et branchements
5 178,3
5 139,1
5 525,0
5 564,3
Compression
1 380,2
1 411,4
1 572,9
1 572,9
Postes de livraison, détente et comptage
521,4
549,6
586,9
616,0
Immobilier, construction, terrains
589,0
595,2
587,8
589,7
Autres (matériel, outillage, logiciels, SI etc.)
612,2
574,9
591,2
598,6
Teréga
1 338,4
1 353,4
1 496,1
1 560,0
Canalisations et branchements
956,1
945,3
1 072,9
1 120,4
Compression
171,6
189,0
201,3
218,8
Postes de livraison, détente et comptage
52,9
55,1
57,2
59,2
Immobilier, construction, terrains
42,2
42,3
42,4
42,5
Autres (matériel, outillage, logiciels, SI etc.)
115,6
121,8
122,3
119,0
2.1.2. Charges nettes d'exploitation (hors énergie)
Pour l'année 2018, les charges nettes d'exploitation (CNE), hors variation des charges d'énergie, retenues dans la Délibération tarifaire étaient de 777,1 M€ pour GRTgaz et 77,8 M€ pour Teréga.
La Délibération tarifaire prévoit que, hors variation du prix de l'énergie, les charges nettes d'exploitation de l'année 2019 sont calculées en appliquant aux charges nettes d'exploitation de l'année précédente un pourcentage de variation égal à IPC (7) + 0,74 % pour GRTgaz et IPC + 1,04 % pour Teréga, « où l'IPC correspond à la variation annuelle moyenne réellement constatée sur l'année calendaire précédente de l'indice des prix à la consommation hors tabac, tel que calculé par l'INSEE pour l'ensemble des ménages France entière ».
L'hypothèse d'inflation pour 2018 sur laquelle est fondé le projet de loi de finances (PLF) pour 2019 étant de + 1,6 %, les charges nettes d'exploitation retenues pour 2019, hors variation du prix de l'énergie, augmentent de 2,34 % pour GRTgaz, soit d'un montant de + 18,2 M€ et augmentent de 2,64 % pour Teréga, soit d'un montant de + 2,1 M€, par rapport à celles retenues pour l'année 2018.
L'écart entre l'inflation prévisionnelle pour 2018 prise en compte par la CRE pour la mise à jour des charges nettes d'exploitation des GRT et l'inflation réellement constatée sera couvert à 100 % par le CRCP.
2.1.3. Poste « Energies et quotas de CO2 »
- GRTgaz :
GRTgaz estime dans son dossier tarifaire que le poste « Energie et quotas de CO2 » s'établira à 98,5 M€ en 2018, à comparer au niveau prévisionnel de 91,6 M€ retenu lors de la mise à jour au 1er avril 2018 du tarif ATRT6. GRTgaz explique cette évolution par, d'une part, la hausse des injections dans les stockages du fait de la réforme stockage qui a amené à une souscription importante des capacités, et d'autre part, la vague de froid de février 2018 qui a entraîné une forte consommation d'énergie motrice. GRTgaz indique par ailleurs anticiper une hausse des besoins en énergie liée à la mise en place de la Trading Region France en novembre 2018 qui devrait engendrer une hausse des flux Nord-Sud. GRTgaz anticipe également une hausse de l'écart de bilan technique (EBT) (8).
Pour l'année 2019, GRTgaz anticipe un niveau de charges de 117,1 M€, et justifie cette prévision, en hausse de 30,6 M€ par rapport à la trajectoire retenue lors des travaux ATRT6, d'une part, par une forte hausse des volumes de consommation d'énergie liée à l'accroissement des flux Nord-Sud afin d'alimenter les clients du sud de la France et de la péninsule ibérique en gaz gazeux, et d'autre part, par la hausse du prix de l'électricité et du gaz.
GRTgaz - Charges d'énergie demandées :
Poste « Energie et quotas de CO2 » (demande)
2017
2018
2019
Est.
Réal.
Var.
Prév.
Est.
Var.
Tarif
Prév.
Var.
Gaz (M€)
50,4
37,6 (*)
- 12,8
47,3
51,4
+ 4,1
48,7
59,3
+ 10,6
Volumes (GWh)
2 876
2 955
+ 79
2 833
3 138
+ 305
2 930
3 222
+ 292
Prix (€/MWh)
17,5
16,9
- 0,6
16,5
16,4
- 0,1
16,6
18,4
+ 1,8
Electricité (M€)
30,7
34,2
+ 3,5
32,8
36,3
+ 3,6
28,5
48,1
+ 19,6
Volumes (GWh)
435
485
+ 50
435
490
+ 56
396
636
+ 240
Prix (€/MWh)
70,5
70,4
- 0,1
75,4
74,1
- 1,3
71,9
75,6
+ 3,7
CO2
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
0,0
TIC9
7,6
7,9
+ 0,3
11,5
8,3
- 3,2
9,4
9,8
+ 0,4
Total charges d'énergie
88,6
79,6
- 9,0
91,6
98,5 (**)
+ 6,9
86,5
117,1
+ 30,6
(*) Montant prenant en compte une restitution au marché de 12,4 M€ en conséquence de la réconciliation entre le stock de gaz physique et le stock de gaz comptable.
(**) Montant intégrant + 2,4 M€ d'effet de bouclage avec la comptabilité entre 2017 et 2018.