1.2. Trajectoire prévisionnelle des charges nettes
d'exploitation sur la période 2012-2015
 L'article L. 452-3 du code de l'énergie dispose que les délibérations de la CRE sur les tarifs d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel « [...] peuvent prévoir un encadrement pluriannuel de l'évolution des tarifs ainsi que des mesures incitatives appropriées à court ou long terme pour encourager les opérateurs à améliorer leurs performances liées, notamment, [...] à la recherche d'efforts de productivité ».
 La CRE a analysé en détail la trajectoire d'évolution des charges nettes d'exploitation pour les années 2013 à 2015. Elle a décidé de réviser cette trajectoire en incluant un effort de productivité supplémentaire représentant un montant total cumulé de 12 M€ sur ces trois années, portant sur une assiette de charges hors dépenses de personnel et de sécurité.
 Compte tenu de ces éléments, la trajectoire des charges nettes d'exploitation retenue pour le tarif ATRD4 de GrDF correspond à une évolution des charges nettes d'exploitation d'un pourcentage annuel de variation égal à IPC ―  1,3 % à partir du niveau retenu pour 2012, soit 1 452,4 M€.
En M€ courants
2012
2013
2014
2015
Charges nettes d'exploitation retenues pour le tarif
1 452,4
IPC ― 1,3 %
 GrDF conservera la totalité des gains de productivité supplémentaires qui pourraient être réalisés, au lieu de 40 % dans le tarif ATRD3 (cf. paragraphe A.1.1).
2. Charges de capital normatives
 Les charges de capital normatives comprennent une part d'amortissement et une part de rémunération financière du capital immobilisé. Le calcul de ces deux composantes est établi à partir de la valorisation et de l'évolution des actifs exploités par GrDF : la base d'actifs régulée (BAR).
 Pour la présente décision tarifaire, la CRE a retenu l'intégralité des prévisions d'investissement de GrDF.
 Elle a reconduit les principes de calcul des charges de capital adoptés lors des exercices tarifaires précédents. La CRE a toutefois modifié son appréciation du coût moyen pondéré du capital de l'activité de distribution de gaz naturel intervenant dans le calcul de la rémunération financière.
2.1. Valeur et actualisation de la base d'actifs régulée (BAR)
 La valorisation du capital exploité par l'opérateur pour réaliser le service de distribution de gaz naturel prend en compte les actifs historiques et les prévisions d'investissement transmises par l'opérateur.
 Le traitement des actifs pour la définition de la BAR est différent selon qu'ils ont été mis en service avant le 1er janvier 2003 ou à partir de cette date.
 a) Valeur initiale de la BAR au 31 décembre 2002 :
 Les actifs mis en service avant le 31 décembre 2002 sont valorisés à travers l'indexation des coûts historiques sur l'inflation, selon la méthode suivante :
 ― les valeurs brutes historiques des actifs sont retraitées des écarts de réévaluation autorisés en 1976, des subventions reçues au titre de la réalisation de ces investissements, et des participations reçues des bénéficiaires de ces investissements ;
 ― ces valeurs brutes retraitées sont réévaluées au 31 décembre 2002 par application de l'indice des prix « PIB marchand » ;
 ― ces valeurs brutes réévaluées sont ensuite amorties linéairement sur la base de la durée de vie économique des différentes catégories d'actifs (voir tableau ci-dessous). Les actifs sont réputés mis en service au 1er juillet de l'année.
CATÉGORIE D'ACTIF
DURÉE DE VIE NORMATIVE
(en années)
Conduites et branchements
50
Postes de détente
40
Compression/comptage
20
Autres installations techniques 
10
Constructions
30
 Certaines catégories d'actifs font l'objet d'un traitement particulier :
 ― les véhicules, aménagements, matériels de micro-informatique, petits équipements, etc., sont pris en compte sur la base de leur valeur nette comptable ;
 ― les terrains sur la base de leur valeur historique réévaluée non amortie.
 b) Actualisation de la valeur de la BAR :
 Les actifs mis en service entre le 1er janvier 2003 et le 31 décembre 2011 sont intégrés dans la BAR à leur valeur brute. Les investissements prévus à partir du 1er janvier 2012 sont pris en compte à leur valeur brute prévisionnelle telle que communiquée par GrDF.
 Pour tous les actifs, les montants financés par les tiers sont traités de la même façon qu'en comptabilité :
 ― lorsque les participations de tiers sont comptabilisées au passif par l'opérateur, en contrepartie de la valeur des ouvrages enregistrée à l'actif, elles viennent en diminution des valeurs d'actifs intégrées dans la BAR ;
 ― lorsque les participations de tiers sont comptabilisées par l'opérateur en produits d'exploitation, les actifs sont intégrés dans la BAR à leur valeur totale et le montant des participations de tiers vient en diminution des charges d'exploitation à couvrir par le tarif.
 La date conventionnelle d'entrée des actifs dans l'inventaire a été fixée au 1er juillet de chaque année et la date de sortie des actifs au 30 juin. Seuls les actifs en service sont intégrés dans la BAR.
 Une fois intégrée dans la BAR, la valeur des actifs est actualisée selon la méthode suivante :
 ― les actifs sont réévalués au 1er janvier de chaque année de l'inflation sur la période de juillet à juillet. L'indice de réévaluation utilisé est l'indice INSEE 641194 des prix à la consommation hors tabac pour la France entière ;
 ― les actifs sont amortis linéairement sur la base de leur durée de vie économique. Les durées de vie pour l'amortissement des actifs après le 31 décembre 2002 sont identiques à celles utilisées pour la revalorisation des actifs mis en service avant cette date, à l'exception des canalisations et branchements pour lesquels une durée de vie de 45 ans est retenue, afin de tenir compte de l'incertitude sur la durée de vie des canalisations en polyéthylène, pour lesquelles le retour d'expérience est limité.
 Les actifs mis au rebut avant la fin de leur durée de vie économique sortent de la BAR et ne donnent lieu ni à amortissement ni à rémunération.
 Au 1er janvier 2012, la valeur de la BAR de GrDF est estimée à 14 112 M€.
2.2. Taux de rémunération de la BAR
 La méthode retenue pour évaluer le taux de rémunération des actifs est fondée sur le coût moyen pondéré du capital (CMPC), à structure financière normative. Le niveau de rémunération de l'opérateur doit, en effet, d'une part, lui permettre de financer les charges d'intérêt sur sa dette et, d'autre part, lui apporter une rentabilité des fonds propres comparable à celle qu'il pourrait obtenir, par ailleurs, pour des investissements comportant des niveaux de risque comparables. Ce coût des fonds propres est estimé sur la base de la méthodologie dite du « modèle d'évaluation des actifs financiers » (MEDAF).
 Comme pour chaque décision tarifaire, la CRE a réexaminé les différents paramètres intervenant dans le calcul du CMPC. Elle a par ailleurs fait réaliser une étude par un prestataire externe (Frontier Economics) concernant le coût du capital des infrastructures d'électricité et de gaz. Cette étude avait pour objet de présenter une analyse comparative des taux pratiqués par les régulateurs en Europe et de proposer une fourchette de valeurs pour chacun des éléments constitutifs du CMPC.
 Pour la présente décision tarifaire, la CRE retient la valeur de 6 % (réel, avant impôt) comme coût moyen pondéré du capital pour rémunérer la base d'actifs régulés de GrDF sur la base de fourchettes de valeurs pour chacun des paramètres intervenant dans la formule du CMPC. Les estimations pour chacun de ces paramètres figurent dans le tableau ci-dessous :
Taux sans risque réel (*)
2,20 %
Spread de la dette
0,60 %
Béta des actifs
0,46
Béta des fonds propres
0,76
Prime de marché
5,00 %
Levier (dette/dette + capitaux propres)
50,00 %
Taux IS
34,43 %
Coût de la dette (**)
2,8 %
Coût des fonds propres (**)
9,2 %
CMPC réel avant IS
6,0 %

 (*) Soit une hypothèse de taux sans risque nominal de 4,2 %.
(**) Réel avant IS.
 Par rapport aux valeurs prises en compte pour définir le tarif de distribution en vigueur (ATRD3), les principales modifications portent sur :
 ― la diminution du béta des actifs. Cette diminution reflète la réappréciation par la CRE du niveau du risque relatif de l'activité de distribution de gaz par rapport à l'ensemble du marché. La distribution de gaz reste en effet une activité à faible risque, à flux de trésorerie prévisibles, décorrélée en grande partie du marché des actions alors même que la crise financière s'est traduite par une matérialisation forte du risque sur les activités pour l'essentiel non régulées, représentatives de l'ensemble du marché. Cette évolution est cohérente avec la diminution du profil de risque de l'activité de distribution de gaz, compte tenu de l'élargissement des postes éligibles au CRCP et de l'introduction d'une clause de rendez-vous à deux ans ;
 ― un taux sans risque réel de 2,2 %, ce qui correspond au maintien de l'hypothèse de taux sans risque nominal par rapport au tarif ATRD3 (4,2 %) ;
 ― l'accroissement du spread de la dette et de la prime de risque marché ;
 ― une hypothèse de levier (dette/[dette + capitaux propres]) en ligne avec les pratiques européennes.
2.3. Programme d'investissements
 La chronique des investissements réalisés en 2008 et 2010 et des prévisions d'investissements pour la période 2011-2016 retenue pour le calcul des charges de capital est la suivante :
EN M€ COURANTS
RÉALISÉS
ESTIMÉS
PRÉVISIONS
2008
2009
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Investissements
659,0
726,9
632,7
672,3
677,4
704,2
711,7
756,5
752,8
 Sur la période 2011-2016, les investissements prévus par GrDF augmentent en moyenne de 2,3 % par an en euros courants. Les investissements dans les canalisations représentent 73 % du total des investissements.
 La CRE a retenu l'intégralité des prévisions d'investissements de GrDF. Les charges de capital étant incluses dans le CRCP, seuls les investissements effectivement réalisés donneront lieu à une rémunération.
3. Charges totales à couvrir
3.1. Charges nettes d'exploitation
 Les charges nettes d'exploitation à couvrir par le tarif ATRD4 sont obtenues en déduisant les prévisions de recettes accessoires perçues indépendamment du tarif d'utilisation des réseaux de distribution et les prévisions de production stockée et immobilisée des charges brutes d'exploitation de GrDF.
 Les charges nettes d'exploitation retenues pour 2012 sont les suivantes :
EN M€ COURANTS
2012
Charges d'exploitation brutes (1)
1 982,5
Produits d'exploitation à déduire (2)
530,1
Charges nettes d'exploitation (3) = (1) ― (2)
1 452,4
 La trajectoire prévisionnelle de charges nettes d'exploitation prise en compte par la CRE est fondée sur une évolution d'un pourcentage annuel de variation égal à IPC ― 1,3 % à compter de 2013, à partir de la valeur retenue pour l'année 2012, soit 1 452,4 M€.
3.2. Charges de capital normatives
 Les montants prévisionnels de la BAR de GrDF sont les suivants :
EN M€ COURANTS
2012
2013
2014
2015
2016
BAR au 1/1/n
14 112,2
14 366,3
14 628,3
14 873,3
15 141,0
Investissements nets
677,4
704,2
711,7
756,5
752,8
Amortissement
― 686,8
― 710,1
― 739,2
― 766,1
― 791,4
Réévaluation
263,5
267,9
272,4
277,3
282,1
BAR au 31/12/n
14 366,3
14 628,3
14 873,3
15 141,0
15 384,6
 Les montants prévisionnels des charges de capital normatives sont les suivants :
EN M€ COURANTS
2012
2013
2014
2015
2016
Rémunération de la BAR
867,1 (*)
883,5 (*)
898,5
914,5
930,4
Amortissement
686,8
710,1
739,2
766,1
791,4
Total
1 553,9
1 593,5
1 637,6
1 680,5
1 721,7

 (*) Y compris la rémunération au coût de la dette des immobilisations en cours relatives aux investissements de la phase de construction du projet de comptage évolué de GrDF.
3.3. Prise en compte du solde du CRCP du tarif ATRD3
 Le montant total estimé du solde du CRCP de GrDF pour l'année 2011 à prendre en compte dans le calcul du revenu autorisé s'élève à + 214,7 M€ en 2011 et se décompose de la manière suivante :
COMPOSANTES DU CRCP DU TARIF ATRD3
MONTANT (M€ EN 2011)
Montant du CRCP de l'année 2011 :
+ 267,9
― Charges de capital (couvertes à 100 %)
+ 9,1
― Revenus perçus sur les termes tarifaires proportionnels aux quantités de gaz acheminées (couverts à 100 %)
+ 265,3
― Charges d'achat de gaz pour couvrir les pertes de gaz et différences diverses ainsi que les comptes d'écarts (couverts à 90 %)
― 3,3
― Pénalités perçues par GrDF pour les dépassements de capacités souscrites pour les clients bénéficiant des options T4 et TP (couverts à 100 %)
― 5,4
― Incitations financières générées par le mécanisme de régulation incitative de la qualité de service (couverts à 100 %)
+ 2,2
Reste du solde du CRCP de l'année 2010 non apuré au 1er juillet 2011
― 53,2
Solde total
+ 214,7
 La contribution principale au CRCP de l'année 2011 est le poste portant sur les revenus liés aux volumes de gaz 2011 ayant été exceptionnellement chaude, les quantités distribuées se sont élevées à 286,2 TWh (valeur provisoire) alors que la trajectoire tarifaire prévoyait 338,0 TWh. Il en résulte un écart de revenu égal à 265,3 M€.
 Le solde du CRCP pour l'année 2011, soit 214,7 M€, sera apuré sur une période de quatre ans, avec des annuités constantes. Conformément à l'arrêté du 2 juin 2008 approuvant la proposition tarifaire de la CRE du 28 février 2008, un taux d'intérêt égal à 4,2 % s'applique annuellement aux montants des soldes du CRCP du tarif ATRD3.
 Ce résultat se traduit par une augmentation des charges à recouvrer par le futur tarif de GrDF de 60,7 M€ par an.
3.4. Revenu autorisé pour l'année 2012
 Le revenu autorisé pour l'année 2012 est égal à la somme des charges nettes d'exploitation, des charges de capital normatives et de l'annuité du solde du CRCP du tarif ATRD3 pour l'année 2011 à apurer, telles qu'elles résultent des principes de calcul exposés ci-avant. Il se décompose de la façon suivante :
EN M€ COURANTS
2012
Charges nettes d'exploitation
1 452,4
Charges de capital normatives
1 553,9
Apurement du CRCP de l'année 2011
60,7
Revenu autorisé
3 067,0
C. Hypothèses de quantités distribuées et de nombre de clients desservis
1. Trajectoires retenues pour le tarif ATRD4
 Les tarifs unitaires dépendent des quantités de gaz distribuées et du nombre de clients finals raccordés aux réseaux de distribution.
 Le tarif ATRD3 en vigueur prévoyait sur la période 2008-2012 une augmentation moyenne des quantités distribuées de 0,7 % par an à climat moyen et une hausse moyenne du nombre de clients finals raccordés au réseau de distribution de 0,6 % par an.
 Les quantités effectivement distribuées à climat moyen ainsi que le nombre de clients finals réellement raccordés se sont révélés inférieurs aux prévisions. Sur la période 2008-2010, les quantités de gaz naturel effectivement acheminées à climat moyen et le nombre de clients finals réellement raccordés ont baissé en moyenne respectivement de ― 0,8 % par an et de ― 0,2 % par an. Au final en 2010, les écarts entre les prévisions tarifaires et les réalisations pour les quantités acheminées à climat moyen et le nombre de clients raccordés sont respectivement de ― 2,4 % et de ― 1,5 %.
 La baisse de la consommation constatée s'explique principalement par l'amélioration de l'efficacité énergétique dans le secteur résidentiel et la baisse du nombre de clients raccordés au gaz. La baisse du nombre de clients est due notamment à la concurrence des autres modes de chauffage et de cuisson et au recours plus fréquent des fournisseurs de gaz aux coupures pour impayés.
 La perspective d'un maintien de ce contexte énergétique, associée à une réglementation thermique plus contraignante que par le passé en termes de maîtrise de la demande de l'énergie, conduit GrDF à proposer pour la période tarifaire du tarif ATRD4 des hypothèses légèrement baissières pour les quantités distribuées (― 0,5 % par an) et pour le nombre de clients raccordés (― 0,3 % par an). Ces hypothèses prennent en compte les résultats des actions de promotion de l'usage du gaz, qui, malgré les bénéfices attendus (et déjà constatés en particulier sur le marché « résidentiel groupé neuf » depuis 2009), ne permettront pas de compenser entièrement ces effets.
 La CRE retient les hypothèses proposées par GrDF. En revanche, la CRE ne retient pas la demande de GrDF de recalage à la baisse du modèle de correction climatique (― 7,8 TWh) et de la référence climatique (― 6,8 TWh). La présente décision tarifaire est donc fondée sur le même modèle de correction climatique et sur la même référence climatique que ceux utilisés pour le tarif ATRD3.
 Compte tenu des hypothèses détaillées plus haut, la quantité prévisionnelle de gaz naturel distribué pour l'année 2012 à climat moyen est inférieure d'environ 15,2 TWh à la prévision utilisée pour le tarif ATRD3.
 Les hypothèses de quantités distribuées et de nombre de clients raccordés retenues par la CRE sont les suivantes :
RÉALISÉ
2010
ESTIMÉ
2011
PRÉVISION
ATRD3 2012
PRÉVISION
ATRD4 2012
TAUX DE CROISSANCE PRÉVISIONNEL
par rapport à l'année précédente
2013
2014
2015
2016
Nombre moyen de clients au cours de l'année
11 190 757
11 133 006
11 370 213
11 082 226
― 0,47 %
― 0,39 %
― 0,29 %
― 0,22 %
Consommation à climat moyen (en TWh)
348,2 (3)
286,2 (3)
342,1
326,9
― 0,84 %
― 0,52 %
― 0,50 %
― 0,07 %

 (3) Consommations à climat réel.
2. Incitation à l'atteinte des objectifs associés aux actions de promotion de l'usage du gaz
 De façon à s'assurer que l'accroissement des dépenses liées aux actions de promotion de l'usage du gaz par rapport au budget couvert par le tarif ATRD3 se traduit, au final, par une baisse (ou une moindre hausse) du tarif de GrDF, la CRE met en place un mécanisme incitant financièrement GrDF à atteindre les résultats attendus de ces actions.
 Une très large majorité de fournisseurs se sont déclarés favorables à l'introduction d'un tel mécanisme dans le cadre de la consultation publique menée par la CRE à fin 2011 sur le tarif ATRD4.
 Ce mécanisme de régulation incitative est constitué de deux indicateurs de résultats, qui doivent traduire la capacité de GrDF, par le biais des actions de promotion de l'usage du gaz qu'il mènera, à raccorder au gaz de nouveaux clients sur chacun des marchés concernés. Les indicateurs sont les suivants :
 ― le cumul de nouveaux logements chauffés au gaz, pour le marché « résidentiel » ;
 ― le cumul de nouveaux clients, pour les marchés « tertiaire et industrie ».
 Sur le marché « résidentiel », la prise en compte d'un indicateur portant sur le cumul de nouveaux logements plutôt que sur un cumul de points de livraison vient du fait que les nouveaux clients raccordés bénéficient fréquemment d'un chauffage collectif.
 En cas de non-atteinte des trajectoires prévisionnelles définies dans le cadre de ce tarif sur chacun de ces deux indicateurs, en fin de période tarifaire, la pénalité pour l'opérateur pourra aller jusqu'à 30 M€ (soit la moitié du budget supplémentaire accordé par la CRE dans le tarif ATRD4 par rapport au réalisé 2010).
D. Trajectoire du tarif de GrDF
 La trajectoire d'évolution de la grille tarifaire du tarif ATRD4 de GrDF se déduit de la trajectoire prévisionnelle de revenu autorisé de l'opérateur et des hypothèses de quantités distribuées et de nombre de clients desservis. Cette trajectoire est la suivante :
 ― une hausse du tarif de GrDF de 8,0 % au 1er juillet 2012 ;
 ― une évolution de la grille tarifaire de GrDF, au 1er juillet de chaque année, à compter du 1er juillet 2013, en appliquant au tarif en vigueur le pourcentage de variation suivant :
Z = IPC ― X + k
avec :
 ― IPC : variation annuelle moyenne 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 (référencé INSEE 641194) ;
 ― X : facteur d'évolution annuel sur la grille tarifaire égal à ― 0,2 % ;
 ― k : évolution de la grille tarifaire, en pourcentage, provenant de l'apurement du solde du CRCP.
 Le terme k ne peut entraîner, à lui seul, une hausse ou une baisse de plus de 2 % de la grille tarifaire en vigueur. L'évolution annuelle de la grille tarifaire de GrDF sera donc comprise entre (IPC ― 1,8 %) et (IPC + 2,2 %).
E. Structure du tarif
1. Continuité de la structure tarifaire existante
 Les tarifs d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel concernent plus de 11 millions de clients finals. Pour permettre une ouverture réelle du marché du gaz en France, ces tarifs doivent être simples et lisibles. Pour le présent tarif, la CRE a retenu, dans la continuité du tarif ATRD3, les principes généraux suivants :
 ― la péréquation géographique pour chaque GRD (désormais, ce principe ne s'applique que pour les concessions autres que celles concédées en application des dispositions de l'article L. 432-6 du code de l'énergie) ;
 ― une structure tarifaire composée de quatre options tarifaires principales correspondant aux segments de clientèle suivants :
  ― option binôme T1 : consommation annuelle de 0 à 6 000 kWh ;
  ― option binôme T2 : consommation annuelle de 6 000 à 300 000 kWh ;
  ― option binôme T3 : consommation annuelle de 300 000 à 5 000 000 kWh ;
  ― option trinôme T4 : consommation annuelle supérieure à 5 000 000 kWh.
 Les seuils ci-dessus sont établis en tenant compte de la contribution tarifaire d'acheminement (CTA) qui s'applique sur les termes fixes du tarif et pour une modulation de 160 jours pour l'option T4 ;
 ― une option tarifaire spéciale, dite « tarif de proximité » (option trinôme TP), réservée aux clients finals ayant la possibilité réglementaire de se raccorder directement à un réseau de transport de gaz naturel ;
 ― pour un point de livraison donné, le choix de l'option tarifaire est laissé à l'expéditeur. Le tarif s'applique par point de livraison ;
 ― un mécanisme de pénalisation des dépassements de capacité souscrite pour les options tarifaires T4 et TP.
 La CRE a proposé, dans la consultation publique sur le tarif ATRD4, d'abaisser le seuil entre les options tarifaires T1 et T2 de 6 à 4 MWh, ce qui aurait eu pour avantage de continuer à associer de façon automatique l'option tarifaire T1 avec le profil P011 (4) et l'option tarifaire T2 avec le profil P012 (5). 
 La CRE n'a finalement pas retenu l'abaissement du seuil entre les options T1 et T2, car cela aurait induit une hausse significative de la facture de gaz (pouvant aller jusqu'à 10 %) pour environ 500 000 clients, sans pour autant mieux refléter les coûts causés par ces clients.
 La CRE considère toutefois qu'il est possible de procéder à la modification des profils P011 et P012, si le GTG en décide ainsi.
 (4) Profil estimant la consommation des clients dits « plats » (consommation annuelle de référence comprise entre 0 et 6 MWh par an et peu dépendante du climat, car liée principalement à la cuisson et à l'eau chaude).
 (5) Profil estimant la consommation des clients dits « chauffage » (consommation annuelle de référence comprise entre 6 et 300 MWh par an et fortement dépendante du climat).