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Décision n°2020-012 du 23 janvier 2020

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JORF n°0068 du 19 mars 2020

Participaient à la séance : Jean-François CARENCO, président, Christine CHAUVET, Catherine EDWIGE et Ivan FAUCHEUX, commissaires.
Les articles L. 452-1 et L. 452-2 à L. 452-3 du code de l'énergie donnent compétence à la Commission de régulation de l'énergie (CRE) pour fixer la méthodologie d'établissement des tarifs d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel. La CRE procède aux 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.
Le tarif actuel d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga, dit tarif ATRT6, est entré en vigueur le 1er avril 2017, en application de la délibération de la CRE du 15 décembre 2016 (1).
Du fait de l'entrée en vigueur du règlement (UE) 2017/460 établissant un code de réseau sur l'harmonisation des structures tarifaires pour le transport de gaz (ci-après « code de réseau Tarif »), le tarif ATRT6 doit être révisé en 2019. Ainsi, en application des dispositions du code de réseau Tarif, en particulier ses articles 26, 27 et 28, le tarif ATRT6 arrêtera de s'appliquer à compter du 31 mars 2020. Le tarif ATRT7 s'appliquera à compter du 1er avril 2020.
Compte tenu de la nécessité de donner de la visibilité aux acteurs de marché et de la complexité des sujets à traiter, la CRE a organisé quatre consultations publiques :

- la première, en date du 14 février 2019, concernait le cadre de régulation applicable aux opérateurs d'infrastructures régulées pour la prochaine génération de tarifs. 41 réponses ont été reçues ;
- la deuxième, en date du 27 mars 2019, visait à recueillir l'avis des parties intéressées sur les premières orientations de la CRE concernant la structure du tarif ATRT7 ainsi que sur le terme tarifaire stockage. 66 réponses ont été reçues ;
- la troisième, en date du 23 juillet 2019, concernait les conditions d'insertion du biométhane sur les réseaux de transport et de distribution de gaz naturel. 43 réponses ont été reçues ;
- la quatrième, en date du 23 juillet 2019, visait à recueillir l'avis des parties intéressées sur l'ensemble des orientations concernant le tarif ATRT7. 91 réponses ont été reçues.

Les réponses non confidentielles à ces quatre consultations publiques sont publiées sur le site de la CRE.
La présente décision se fonde notamment sur les demandes tarifaires des gestionnaires de réseaux ainsi que sur de nombreux échanges avec ces derniers, sur des analyses internes, sur des rapports d'auditeurs externes (2) et sur le retour des acteurs de marché aux différentes consultations publiques. La CRE a également auditionné les gestionnaires de réseaux, leurs actionnaires et organisé, le 7 novembre 2019, une table ronde avec les principaux expéditeurs et les consommateurs ayant répondu à la dernière consultation publique.
En outre, la CRE a pris en compte dans sa décision, en application des dispositions de l'article L. 452-3 du code de l'énergie, les orientations de politique énergétique transmises par le ministre d'Etat, ministre de la transition écologique et solidaire par courrier du 15 juillet 2019. Ces orientations sont publiées sur le site de la CRE en même temps que la présente décision.
Conformément aux dispositions du code de réseau Tarif, la consultation du 23 juillet 2019 a été transmise à l'Agence de coopération des régulateurs de l'énergie (ACER) qui a rendu son avis le 4 décembre 2019. La CRE a pris en compte cet avis dans sa décision finale, conformément aux réflexions qu'elle avait elle-même engagées sur ce sujet à la suite des retours des acteurs de marché.

Principaux enjeux

En plus des objectifs de simplicité, de prévisibilité et de continuité, la CRE considère que le tarif ATRT7 apporte des réponses aux quatre enjeux prioritaires ci-après :

  1. Le bon fonctionnement du marché de gros du gaz

La tarification des réseaux de transport de gaz, et plus largement l'ensemble des règles d'accès à ce réseau, jouent un rôle majeur dans le bon fonctionnement du marché de gros du gaz.

  1. La maîtrise de l'évolution des tarifs dans un contexte marqué par l'arrivée à échéance de certains contrats de long terme et la fin des grands projets d'investissements

Un certain nombre des souscriptions de long terme en entrée et en sortie aux points d'interconnexion réseaux (PIR) vont arriver à leur terme au cours de la période ATRT7. Le niveau d'utilisation réelle des points concernés par ces baisses étant actuellement inférieur au niveau des capacités souscrites, les gestionnaires de réseau de transport (GRT) prévoient qu'une partie des capacités de nouveau disponibles ne seront pas souscrites à l'échéance de ces engagements. Ils anticipent en conséquence des baisses des niveaux des capacités souscrites sur l'ensemble des points d'interconnexions des réseaux de GRTgaz et Teréga entre 2019 et 2023.
Par ailleurs, le bilan établi par la CRE dans sa consultation publique du 14 février 2019 montre que les GRT de gaz ont vu leurs charges d'exploitation augmenter plus vite que l'inflation ces dix dernières années. Cela est dû principalement aux développements importants du réseau pour accompagner l'ouverture des marchés (développement des interconnexions, renforcement du réseau pour créer la zone de marché unique) et à leur séparation totale vis-à-vis des maisons mères (par exemple : systèmes d'exploitation, activités de R&D, fonctions supports qui ne sont plus mises en commun).
La création d'une zone de marché unique en 2018 a marqué la fin de ce long cycle d'investissements. La CRE considère que le réseau de transport français est maintenant suffisamment dimensionné. En outre, la stagnation de la consommation de gaz depuis 10 ans et son évolution prévisible à l'horizon 2030, notamment dans le cadre des objectifs de transition énergétique, conduisent pour l'avenir la CRE à être particulièrement vigilante dans l'examen de tout nouveau projet d'investissement qui serait soumis par les GRT.
Dans ce contexte, la maîtrise des charges des GRT de gaz est un enjeu essentiel. Le tarif ATRT7, qui fixe notamment les trajectoires d'OPEX des GRT en fonction de leur performance atteinte en 2018, répond à cet enjeu.

  1. Accompagner la transition énergétique : permettre l'injection du biométhane

La transition énergétique représente un défi pour les gestionnaires d'infrastructures de gaz, avec notamment le développement de l'injection de biométhane dans les réseaux qui rendra nécessaires certaines adaptations des infrastructures gazières.
Le tarif ATRT7 donne les moyens aux opérateurs de mener cette transition, notamment s'agissant des ressources allouées à l'accueil du biométhane dans les réseaux et à la recherche et au développement.

  1. Maintien d'un niveau de sécurité maximum du réseau de transport de gaz

Garantir la sécurité des personnes et des biens est un enjeu majeur pour GRTgaz et Teréga.
Le tarif ATRT7 donne les moyens aux GRT de maintenir un niveau de sécurité élevé sur leurs infrastructures, qu'il s'agisse par exemple de cybersécurité ou de la prise en compte du vieillissement des réseaux physiques. Il leur permet également de mettre en œuvre leur politique d'investissements dans les réseaux, qui concourt à cet objectif.

Niveau tarifaire

Les GRT GRTgaz et Teréga ont formulé chacun une demande d'évolution tarifaire exposant leurs coûts prévisionnels pour la période 2020-2023.
La prise en compte des éléments des dossiers tarifaires adressés à la CRE par GRTgaz et Teréga, après prise en compte de certains effets de structure, aurait conduit à une hausse importante du tarif unitaire moyen de + 4,6 % en moyenne par an pour GRTgaz et + 6,6 % en moyenne par an pour Teréga sur toute la durée du tarif.
Ces demandes présentaient notamment une hausse importante des charges nettes d'exploitation que la CRE considère trop forte, alors que la consommation de gaz est orientée à la baisse et que le réseau est globalement suffisamment dimensionné.
Pour prendre sa décision, en plus de ses analyses propres, de la large consultation des acteurs et des échanges avec les opérateurs, la CRE s'est appuyée sur des études d'auditeurs externes. Ces études ont porté sur les sujets suivants :

- un audit de la demande en termes de charges d'exploitation de GRTgaz et Teréga pour la période 2020-2023 ;
- un audit de la demande de taux de rémunération des actifs régulés des GRT. GRTgaz et Teréga demandent respectivement un coût moyen pondéré du capital de 5,25 % et 5,5 % (réel avant impôts), contre 5,25 % dans le tarif ATRT6, alors qu'une baisse de l'impôt sur les sociétés est programmée par le Gouvernement (3).

Au terme de ses analyses et des échanges complémentaires qu'elle a eus avec les opérateurs depuis la publication de la consultation publique du 23 juillet 2019, la CRE retient une hausse des tarifs moins importante que celle demandée par les GRT.
Elle prévoit de limiter la hausse des charges nettes d'exploitation des GRT tout en laissant aux opérateurs les marges de manœuvre financières pour maintenir un niveau de sécurité élevé et être acteur de la transition énergétique.
La CRE a notamment retenu pour GRTgaz une trajectoire de charges d'exploitation prenant en compte :

- une stabilité des effectifs (hors internalisation de ressources concernant les systèmes d'information), permettant à l'opérateur de répondre aux nouveaux enjeux (biométhane notamment) en redéployant ses ressources actuelles du fait de l'arrivée à terme des grands projets de développement du réseau, ainsi que sa demande concernant la politique salariale ;
- une hausse des dépenses dans le système industriel afin de répondre au vieillissement du réseau ;
- une augmentation des moyens liés aux SI pour faire face aux enjeux de cybersécurité ;
- un renforcement de la R&D, en particulier sur l'arrivée des nouveaux gaz dans les réseaux ;
- une réponse concrète permettant le développement de la filière biométhane (environ 6 M€/an en moyenne sur la période ATRT7).

La CRE a notamment retenu pour Teréga :

- des moyens supplémentaires pour mener à bien la transformation de l'entreprise engagée en adaptant notamment les systèmes d'information, et en prenant en compte les recrutements déjà effectués en 2019 ;
- une politique salariale équivalente à celle de l'ensemble des autres opérateurs gaziers ;
- un programme de maintenance tel que demandé par Teréga ;
- un renforcement de la R&D, en particulier sur l'arrivée des nouveaux gaz dans les réseaux.

La trajectoire de charges nettes d'exploitation fixée par la CRE correspond à une enveloppe globale. Les GRT ont en conséquence la liberté de répartir cette enveloppe entre les différentes natures de charges, en fonction de leurs choix.
Il est par ailleurs rappelé que les investissements « réseaux » des GRT sont couverts par le tarif en fonction des réalisations constatées à 100 % au moyen de régularisation des produits et des charges (CRCP) et que les GRT sont protégés de l'évolution de l'inflation par le tarif.
La CRE retient une évolution du coût moyen pondéré du capital (CMPC) qui s‘établit à 4,25 % (réel, avant impôts). La méthode retenue pour établir ce taux est inchangée par rapport à celle retenue pour le tarif ATRT6. Elle est fondée sur un CMPC à structure normative et assure une rémunération raisonnable des capitaux investis, permettant de maintenir l'attractivité des infrastructures d'énergie en France, au regard des autres pays européens.
Ce niveau, en baisse de 1 point par rapport à l'ATRT6, prend en compte, à méthode inchangée par rapport aux précédents tarifs :

- l'évolution à la baisse des coûts de financement dans un contexte marqué par la baisse très significative et durable des taux d'intérêt sur les marchés ;
- la baisse programmée de l'impôt sur les sociétés (IS) qui doit baisser de 34,43 % à 28 % en moyenne sur la période tarifaire ;
- une hausse du bêta des actifs pour refléter la prise en compte du risque financier accru, notamment de coûts échoués, que fait porter la transition énergétique sur les actionnaires des sociétés d'infrastructures gazières.

Le niveau moyen des charges à couvrir pour la période ATRT7 s'élèvera à :

- 1 812 M€/an en moyenne pour GRTgaz. Il évolue ainsi, sur la période 2018-2023, de + 0,6 % en moyenne par an, sous l'effet d'une hausse des charges d'exploitation de + 1,6 % et une baisse des charges de capital de - 0,1% en moyenne par an ;
- 258 M€/an en moyenne pour Teréga. Il évolue ainsi, sur la période 2018-2023, de + 1,8 % en moyenne par an, sous l'effet d'une hausse des charges d'exploitation de + 3,4% et d'une hausse des charges de capital de + 1,6% en moyenne par an.

S'agissant des hypothèses de souscriptions de capacités de transport, la CRE retient globalement les demandes de GRTgaz et Teréga, qui conduisent à des évolutions de - 1,5 %/an aux points du réseau principal et - 0,9 % aux points du réseau régional de GRTgaz, et - 2,1 %/an aux points du réseau principal et - 0,4 %/an aux points du réseau régional de Teréga, par rapport à 2019.
Ainsi, l'évolution du tarif unitaire ATRT7 s'établit à + 1,4 % en moyenne par an pour GRTgaz et à + 0,7% pour Teréga. L'essentiel de l'écart avec les évolutions tarifaires associées à la demande des GRT est dû au niveau de CMPC envisagé, inférieur à celui demandé par les GRT.

Cadre de régulation tarifaire

La CRE reconduit pour le tarif ATRT7 les principaux mécanismes de régulation incitative en vigueur en les ajustant quand cela est nécessaire : régulation incitative à la maîtrise des charges d'exploitation et des dépenses d'investissements, régulation incitative de la qualité de service, couverture a posteriori de certains écarts via le compte de régularisation des produits et des charges (CRCP). La CRE supprime l'incitation au développement des interconnexions.
La CRE met par ailleurs en œuvre pour Teréga une expérimentation de régulation incitative de type « TOTEX » (trajectoire commune OPEX et CAPEX) au périmètre de ses dépenses de systèmes d'information, comme proposé par ce dernier.

Structure tarifaire du grand transport

La structure du tarif ATRT7 est fixée de manière à refléter les coûts engendrés par les utilisateurs afin notamment d'éviter les subventions croisées entre catégories d'utilisateurs. La CRE apporte en outre un soin particulier à satisfaire aux exigences du code de réseau Tarif et à prendre en compte l'avis de l'ACER.
La CRE retient une grille tarifaire globalement dans la continuité du tarif ATRT6, en application de laquelle les coûts unitaires du transit et de l'alimentation des consommateurs nationaux sont alignés.
Néanmoins, après étude des réponses à la consultation publique et prise en compte de l'avis de l'ACER, la CRE a approfondi ses travaux sur les scénarios de flux afin de s'assurer que les flux retenus correspondent à une réalité physique. Il en résulte que, bien que souscrit, le point d'entrée Pirineos est très peu utilisé pour alimenter la France. La CRE retient en conséquence dans sa décision, un rééquilibrage entre les coûts portés par les usages de transit et les usages domestiques se traduisant par une baisse des termes tarifaires en sortie au PIR Oltingue (- 6%) et PIR Pirineos (- 7%).

Structure tarifaire du réseau domestique

La CRE apporte des modifications sur la tarification des réseaux domestiques :

- suppression de l'offre interruptible d'acheminement à préavis court (IAPC) ;
- suppression du terme de livraison pour les sites fortement modulés ;
- suppression du terme de proximité ;
- amélioration de la progressivité des tarifs infra-annuels.

Terme d'injection biométhane

L'atteinte des objectifs en matière de biométhane injecté dans les réseaux (le projet de décret relatif à la PPE soumis à consultation en janvier 2019 prévoit un objectif de 6 TWh de biogaz injecté dans les réseaux de gaz naturel à l'horizon 2023 et fixe un objectif de 14 à 22 TWh d'ici 2028) nécessitera des investissements importants dans les réseaux de transport et de distribution de gaz. La CRE considère que le bon développement de la méthanisation est un enjeu majeur pour la transition énergétique. Au vu des coûts induits pour l'adaptation des réseaux, le développement de la filière biométhane doit se faire dans le respect du principe d'efficacité économique afin d'atteindre un coût optimisé pour la collectivité. Cependant, la décision d'investissement des porteurs de projets de méthanisation doit également se faire dans un contexte de visibilité et de stabilité sur les conditions économiques d‘injection dans les réseaux.
Ainsi, dans le cadre de la délibération du 14 novembre 2019, la CRE a défini les modalités de mise en œuvre du droit à l'injection, tel que prévu par la loi Egalim (4) et le décret du 28 juin 2019 (5). Ces dispositions apportent de la visibilité aux porteurs de projets sur leurs conditions de raccordement, et permettent la couverture par le tarif des coûts de renforcements des réseaux dans le cadre de schémas de raccordement optimisés à l'échelle de la collectivité.
Afin de compléter ces dispositions, s'agissant notamment de la couverture des charges d'exploitation associées à ces investissements, la CRE considère qu'il est nécessaire d'introduire un signal complémentaire à destination des porteurs de projets afin que ces derniers prennent en compte les coûts induits par leur choix de localisation. A cet effet, elle introduit un terme tarifaire d'injection dans le tarif ATRT7 (et le tarif ATRD6), fondé sur la définition de trois niveaux de terme d'injection, en fonction des adaptations nécessaires prévues dans le zonage de raccordement. Le niveau de ce terme est compris entre 0 et 0,7 €/MWh injecté.

Terme tarifaire stockage

Depuis la réforme du régime d'accès des tiers aux infrastructures de stockages souterrains de gaz naturel, entrée en vigueur le 1er janvier 2018, la différence entre le revenu autorisé des opérateurs de stockage et les recettes qu'ils perçoivent directement, notamment grâce à la commercialisation de leurs capacités aux enchères, est compensée via le tarif ATRT, par un terme spécifique appelé terme tarifaire stockage. Ce terme tarifaire stockage s'applique aujourd'hui aux clients non délestables et non interruptibles raccordés aux réseaux de distribution publique de gaz, en fonction de leur modulation hivernale.
La CRE modifie la formule de calcul de la modulation hivernale pour les clients dits « à souscription » pour une formule fondée sur la différence entre la consommation moyenne hivernale et la consommation moyenne annuelle de ces clients. En effet, bien que consommant en moyenne davantage l'hiver que l'été, ces clients présentent une contribution à la pointe différente de celle des clients profilés : leur pointe de consommation est principalement liée à des processus métier et n'intervient pas nécessairement en même temps que la pointe hivernale, davantage liée à la thermosensibilité de certains usages gaz.
Comme indiqué dans sa consultation publique du 27 juillet 2019, la CRE considère qu'une extension du périmètre de collecte du terme tarifaire stockage aux clients raccordés au réseau de transport est souhaitable sous condition de la mise en œuvre des dispositifs d'interruptibilité prévus par les articles L. 431-6-2 et L. 431-6-3 du code de l'énergie. La CRE souligne qu'une fois les textes réglementaires d'application liés à l'interruptibilité publiés, un délai minimal de 12 mois sera nécessaire pour assurer la contractualisation des capacités interruptibles par les utilisateurs des réseaux.

Transparence

La CRE publie sur son site internet :

- les éléments à publier dans le cadre de la décision tarifaire finale prévus par les articles 29 et 30 du code de réseau Tarif : prix de réserve des capacités, paramètres utilisés dans la méthode de calcul des prix de référence (notamment la justification des scénarios de flux), informations financières sur les charges à couvrir et leur répartition, évolution des tarifs… ;
- l'audit externe de la demande en termes de charges d'exploitation de GRTgaz et Teréga pour la période 2020-2023 ;
- l'audit externe de la demande de taux de rémunération des actifs régulés des gestionnaires de réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga ;
- les réponses non confidentielles aux quatre consultations publiques (du 14 février, 27 mars et 23 juillet 2019) ;
- une synthèse des réponses à la consultation du 23 juillet 2019 visant à recueillir l'avis des parties intéressées sur l'ensemble des orientations concernant le tarif ATRT7 ;
- un modèle tarifaire simplifié ;
- une traduction en anglais de la délibération tarifaire.

Le Conseil supérieur de l'énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision, a rendu son avis le 14 janvier 2020.

(1) Délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 15 décembre 2016 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga.

(2) Un audit de la demande en termes de charges d'exploitation de GRTgaz et Teréga pour la période 2020-2023 ainsi qu'un audit de la demande de taux de rémunération des actifs régulés des gestionnaires de réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga, tous deux publiés sur le site internet de la CRE.

(3) Projet de loi de finances 2020.

(4) Loi n° 2018-938 du 30 octobre 2018 pour l'équilibre des relations commerciales dans le secteur agricole et alimentaire et une alimentation saine, durable et accessible à tous.

(5) Décret n° 2019-665 du 28 juin 2019 relatif aux renforcements des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel nécessaires pour permettre l'injection du biogaz produit.

1 version

Historique des versions

Version 1

Participaient à la séance : Jean-François CARENCO, président, Christine CHAUVET, Catherine EDWIGE et Ivan FAUCHEUX, commissaires.

Les articles L. 452-1 et L. 452-2 à L. 452-3 du code de l'énergie donnent compétence à la Commission de régulation de l'énergie (CRE) pour fixer la méthodologie d'établissement des tarifs d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel. La CRE procède aux 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.

Le tarif actuel d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga, dit tarif ATRT6, est entré en vigueur le 1er avril 2017, en application de la délibération de la CRE du 15 décembre 2016 (1).

Du fait de l'entrée en vigueur du règlement (UE) 2017/460 établissant un code de réseau sur l'harmonisation des structures tarifaires pour le transport de gaz (ci-après « code de réseau Tarif »), le tarif ATRT6 doit être révisé en 2019. Ainsi, en application des dispositions du code de réseau Tarif, en particulier ses articles 26, 27 et 28, le tarif ATRT6 arrêtera de s'appliquer à compter du 31 mars 2020. Le tarif ATRT7 s'appliquera à compter du 1er avril 2020.

Compte tenu de la nécessité de donner de la visibilité aux acteurs de marché et de la complexité des sujets à traiter, la CRE a organisé quatre consultations publiques :

- la première, en date du 14 février 2019, concernait le cadre de régulation applicable aux opérateurs d'infrastructures régulées pour la prochaine génération de tarifs. 41 réponses ont été reçues ;

- la deuxième, en date du 27 mars 2019, visait à recueillir l'avis des parties intéressées sur les premières orientations de la CRE concernant la structure du tarif ATRT7 ainsi que sur le terme tarifaire stockage. 66 réponses ont été reçues ;

- la troisième, en date du 23 juillet 2019, concernait les conditions d'insertion du biométhane sur les réseaux de transport et de distribution de gaz naturel. 43 réponses ont été reçues ;

- la quatrième, en date du 23 juillet 2019, visait à recueillir l'avis des parties intéressées sur l'ensemble des orientations concernant le tarif ATRT7. 91 réponses ont été reçues.

Les réponses non confidentielles à ces quatre consultations publiques sont publiées sur le site de la CRE.

La présente décision se fonde notamment sur les demandes tarifaires des gestionnaires de réseaux ainsi que sur de nombreux échanges avec ces derniers, sur des analyses internes, sur des rapports d'auditeurs externes (2) et sur le retour des acteurs de marché aux différentes consultations publiques. La CRE a également auditionné les gestionnaires de réseaux, leurs actionnaires et organisé, le 7 novembre 2019, une table ronde avec les principaux expéditeurs et les consommateurs ayant répondu à la dernière consultation publique.

En outre, la CRE a pris en compte dans sa décision, en application des dispositions de l'article L. 452-3 du code de l'énergie, les orientations de politique énergétique transmises par le ministre d'Etat, ministre de la transition écologique et solidaire par courrier du 15 juillet 2019. Ces orientations sont publiées sur le site de la CRE en même temps que la présente décision.

Conformément aux dispositions du code de réseau Tarif, la consultation du 23 juillet 2019 a été transmise à l'Agence de coopération des régulateurs de l'énergie (ACER) qui a rendu son avis le 4 décembre 2019. La CRE a pris en compte cet avis dans sa décision finale, conformément aux réflexions qu'elle avait elle-même engagées sur ce sujet à la suite des retours des acteurs de marché.

Principaux enjeux

En plus des objectifs de simplicité, de prévisibilité et de continuité, la CRE considère que le tarif ATRT7 apporte des réponses aux quatre enjeux prioritaires ci-après :

1. Le bon fonctionnement du marché de gros du gaz

La tarification des réseaux de transport de gaz, et plus largement l'ensemble des règles d'accès à ce réseau, jouent un rôle majeur dans le bon fonctionnement du marché de gros du gaz.

2. La maîtrise de l'évolution des tarifs dans un contexte marqué par l'arrivée à échéance de certains contrats de long terme et la fin des grands projets d'investissements

Un certain nombre des souscriptions de long terme en entrée et en sortie aux points d'interconnexion réseaux (PIR) vont arriver à leur terme au cours de la période ATRT7. Le niveau d'utilisation réelle des points concernés par ces baisses étant actuellement inférieur au niveau des capacités souscrites, les gestionnaires de réseau de transport (GRT) prévoient qu'une partie des capacités de nouveau disponibles ne seront pas souscrites à l'échéance de ces engagements. Ils anticipent en conséquence des baisses des niveaux des capacités souscrites sur l'ensemble des points d'interconnexions des réseaux de GRTgaz et Teréga entre 2019 et 2023.

Par ailleurs, le bilan établi par la CRE dans sa consultation publique du 14 février 2019 montre que les GRT de gaz ont vu leurs charges d'exploitation augmenter plus vite que l'inflation ces dix dernières années. Cela est dû principalement aux développements importants du réseau pour accompagner l'ouverture des marchés (développement des interconnexions, renforcement du réseau pour créer la zone de marché unique) et à leur séparation totale vis-à-vis des maisons mères (par exemple : systèmes d'exploitation, activités de R&D, fonctions supports qui ne sont plus mises en commun).

La création d'une zone de marché unique en 2018 a marqué la fin de ce long cycle d'investissements. La CRE considère que le réseau de transport français est maintenant suffisamment dimensionné. En outre, la stagnation de la consommation de gaz depuis 10 ans et son évolution prévisible à l'horizon 2030, notamment dans le cadre des objectifs de transition énergétique, conduisent pour l'avenir la CRE à être particulièrement vigilante dans l'examen de tout nouveau projet d'investissement qui serait soumis par les GRT.

Dans ce contexte, la maîtrise des charges des GRT de gaz est un enjeu essentiel. Le tarif ATRT7, qui fixe notamment les trajectoires d'OPEX des GRT en fonction de leur performance atteinte en 2018, répond à cet enjeu.

3. Accompagner la transition énergétique : permettre l'injection du biométhane

La transition énergétique représente un défi pour les gestionnaires d'infrastructures de gaz, avec notamment le développement de l'injection de biométhane dans les réseaux qui rendra nécessaires certaines adaptations des infrastructures gazières.

Le tarif ATRT7 donne les moyens aux opérateurs de mener cette transition, notamment s'agissant des ressources allouées à l'accueil du biométhane dans les réseaux et à la recherche et au développement.

4. Maintien d'un niveau de sécurité maximum du réseau de transport de gaz

Garantir la sécurité des personnes et des biens est un enjeu majeur pour GRTgaz et Teréga.

Le tarif ATRT7 donne les moyens aux GRT de maintenir un niveau de sécurité élevé sur leurs infrastructures, qu'il s'agisse par exemple de cybersécurité ou de la prise en compte du vieillissement des réseaux physiques. Il leur permet également de mettre en œuvre leur politique d'investissements dans les réseaux, qui concourt à cet objectif.

Niveau tarifaire

Les GRT GRTgaz et Teréga ont formulé chacun une demande d'évolution tarifaire exposant leurs coûts prévisionnels pour la période 2020-2023.

La prise en compte des éléments des dossiers tarifaires adressés à la CRE par GRTgaz et Teréga, après prise en compte de certains effets de structure, aurait conduit à une hausse importante du tarif unitaire moyen de + 4,6 % en moyenne par an pour GRTgaz et + 6,6 % en moyenne par an pour Teréga sur toute la durée du tarif.

Ces demandes présentaient notamment une hausse importante des charges nettes d'exploitation que la CRE considère trop forte, alors que la consommation de gaz est orientée à la baisse et que le réseau est globalement suffisamment dimensionné.

Pour prendre sa décision, en plus de ses analyses propres, de la large consultation des acteurs et des échanges avec les opérateurs, la CRE s'est appuyée sur des études d'auditeurs externes. Ces études ont porté sur les sujets suivants :

- un audit de la demande en termes de charges d'exploitation de GRTgaz et Teréga pour la période 2020-2023 ;

- un audit de la demande de taux de rémunération des actifs régulés des GRT. GRTgaz et Teréga demandent respectivement un coût moyen pondéré du capital de 5,25 % et 5,5 % (réel avant impôts), contre 5,25 % dans le tarif ATRT6, alors qu'une baisse de l'impôt sur les sociétés est programmée par le Gouvernement (3).

Au terme de ses analyses et des échanges complémentaires qu'elle a eus avec les opérateurs depuis la publication de la consultation publique du 23 juillet 2019, la CRE retient une hausse des tarifs moins importante que celle demandée par les GRT.

Elle prévoit de limiter la hausse des charges nettes d'exploitation des GRT tout en laissant aux opérateurs les marges de manœuvre financières pour maintenir un niveau de sécurité élevé et être acteur de la transition énergétique.

La CRE a notamment retenu pour GRTgaz une trajectoire de charges d'exploitation prenant en compte :

- une stabilité des effectifs (hors internalisation de ressources concernant les systèmes d'information), permettant à l'opérateur de répondre aux nouveaux enjeux (biométhane notamment) en redéployant ses ressources actuelles du fait de l'arrivée à terme des grands projets de développement du réseau, ainsi que sa demande concernant la politique salariale ;

- une hausse des dépenses dans le système industriel afin de répondre au vieillissement du réseau ;

- une augmentation des moyens liés aux SI pour faire face aux enjeux de cybersécurité ;

- un renforcement de la R&D, en particulier sur l'arrivée des nouveaux gaz dans les réseaux ;

- une réponse concrète permettant le développement de la filière biométhane (environ 6 M€/an en moyenne sur la période ATRT7).

La CRE a notamment retenu pour Teréga :

- des moyens supplémentaires pour mener à bien la transformation de l'entreprise engagée en adaptant notamment les systèmes d'information, et en prenant en compte les recrutements déjà effectués en 2019 ;

- une politique salariale équivalente à celle de l'ensemble des autres opérateurs gaziers ;

- un programme de maintenance tel que demandé par Teréga ;

- un renforcement de la R&D, en particulier sur l'arrivée des nouveaux gaz dans les réseaux.

La trajectoire de charges nettes d'exploitation fixée par la CRE correspond à une enveloppe globale. Les GRT ont en conséquence la liberté de répartir cette enveloppe entre les différentes natures de charges, en fonction de leurs choix.

Il est par ailleurs rappelé que les investissements « réseaux » des GRT sont couverts par le tarif en fonction des réalisations constatées à 100 % au moyen de régularisation des produits et des charges (CRCP) et que les GRT sont protégés de l'évolution de l'inflation par le tarif.

La CRE retient une évolution du coût moyen pondéré du capital (CMPC) qui s‘établit à 4,25 % (réel, avant impôts). La méthode retenue pour établir ce taux est inchangée par rapport à celle retenue pour le tarif ATRT6. Elle est fondée sur un CMPC à structure normative et assure une rémunération raisonnable des capitaux investis, permettant de maintenir l'attractivité des infrastructures d'énergie en France, au regard des autres pays européens.

Ce niveau, en baisse de 1 point par rapport à l'ATRT6, prend en compte, à méthode inchangée par rapport aux précédents tarifs :

- l'évolution à la baisse des coûts de financement dans un contexte marqué par la baisse très significative et durable des taux d'intérêt sur les marchés ;

- la baisse programmée de l'impôt sur les sociétés (IS) qui doit baisser de 34,43 % à 28 % en moyenne sur la période tarifaire ;

- une hausse du bêta des actifs pour refléter la prise en compte du risque financier accru, notamment de coûts échoués, que fait porter la transition énergétique sur les actionnaires des sociétés d'infrastructures gazières.

Le niveau moyen des charges à couvrir pour la période ATRT7 s'élèvera à :

- 1 812 M€/an en moyenne pour GRTgaz. Il évolue ainsi, sur la période 2018-2023, de + 0,6 % en moyenne par an, sous l'effet d'une hausse des charges d'exploitation de + 1,6 % et une baisse des charges de capital de - 0,1% en moyenne par an ;

- 258 M€/an en moyenne pour Teréga. Il évolue ainsi, sur la période 2018-2023, de + 1,8 % en moyenne par an, sous l'effet d'une hausse des charges d'exploitation de + 3,4% et d'une hausse des charges de capital de + 1,6% en moyenne par an.

S'agissant des hypothèses de souscriptions de capacités de transport, la CRE retient globalement les demandes de GRTgaz et Teréga, qui conduisent à des évolutions de - 1,5 %/an aux points du réseau principal et - 0,9 % aux points du réseau régional de GRTgaz, et - 2,1 %/an aux points du réseau principal et - 0,4 %/an aux points du réseau régional de Teréga, par rapport à 2019.

Ainsi, l'évolution du tarif unitaire ATRT7 s'établit à + 1,4 % en moyenne par an pour GRTgaz et à + 0,7% pour Teréga. L'essentiel de l'écart avec les évolutions tarifaires associées à la demande des GRT est dû au niveau de CMPC envisagé, inférieur à celui demandé par les GRT.

Cadre de régulation tarifaire

La CRE reconduit pour le tarif ATRT7 les principaux mécanismes de régulation incitative en vigueur en les ajustant quand cela est nécessaire : régulation incitative à la maîtrise des charges d'exploitation et des dépenses d'investissements, régulation incitative de la qualité de service, couverture a posteriori de certains écarts via le compte de régularisation des produits et des charges (CRCP). La CRE supprime l'incitation au développement des interconnexions.

La CRE met par ailleurs en œuvre pour Teréga une expérimentation de régulation incitative de type « TOTEX » (trajectoire commune OPEX et CAPEX) au périmètre de ses dépenses de systèmes d'information, comme proposé par ce dernier.

Structure tarifaire du grand transport

La structure du tarif ATRT7 est fixée de manière à refléter les coûts engendrés par les utilisateurs afin notamment d'éviter les subventions croisées entre catégories d'utilisateurs. La CRE apporte en outre un soin particulier à satisfaire aux exigences du code de réseau Tarif et à prendre en compte l'avis de l'ACER.

La CRE retient une grille tarifaire globalement dans la continuité du tarif ATRT6, en application de laquelle les coûts unitaires du transit et de l'alimentation des consommateurs nationaux sont alignés.

Néanmoins, après étude des réponses à la consultation publique et prise en compte de l'avis de l'ACER, la CRE a approfondi ses travaux sur les scénarios de flux afin de s'assurer que les flux retenus correspondent à une réalité physique. Il en résulte que, bien que souscrit, le point d'entrée Pirineos est très peu utilisé pour alimenter la France. La CRE retient en conséquence dans sa décision, un rééquilibrage entre les coûts portés par les usages de transit et les usages domestiques se traduisant par une baisse des termes tarifaires en sortie au PIR Oltingue (- 6%) et PIR Pirineos (- 7%).

Structure tarifaire du réseau domestique

La CRE apporte des modifications sur la tarification des réseaux domestiques :

- suppression de l'offre interruptible d'acheminement à préavis court (IAPC) ;

- suppression du terme de livraison pour les sites fortement modulés ;

- suppression du terme de proximité ;

- amélioration de la progressivité des tarifs infra-annuels.

Terme d'injection biométhane

L'atteinte des objectifs en matière de biométhane injecté dans les réseaux (le projet de décret relatif à la PPE soumis à consultation en janvier 2019 prévoit un objectif de 6 TWh de biogaz injecté dans les réseaux de gaz naturel à l'horizon 2023 et fixe un objectif de 14 à 22 TWh d'ici 2028) nécessitera des investissements importants dans les réseaux de transport et de distribution de gaz. La CRE considère que le bon développement de la méthanisation est un enjeu majeur pour la transition énergétique. Au vu des coûts induits pour l'adaptation des réseaux, le développement de la filière biométhane doit se faire dans le respect du principe d'efficacité économique afin d'atteindre un coût optimisé pour la collectivité. Cependant, la décision d'investissement des porteurs de projets de méthanisation doit également se faire dans un contexte de visibilité et de stabilité sur les conditions économiques d‘injection dans les réseaux.

Ainsi, dans le cadre de la délibération du 14 novembre 2019, la CRE a défini les modalités de mise en œuvre du droit à l'injection, tel que prévu par la loi Egalim (4) et le décret du 28 juin 2019 (5). Ces dispositions apportent de la visibilité aux porteurs de projets sur leurs conditions de raccordement, et permettent la couverture par le tarif des coûts de renforcements des réseaux dans le cadre de schémas de raccordement optimisés à l'échelle de la collectivité.

Afin de compléter ces dispositions, s'agissant notamment de la couverture des charges d'exploitation associées à ces investissements, la CRE considère qu'il est nécessaire d'introduire un signal complémentaire à destination des porteurs de projets afin que ces derniers prennent en compte les coûts induits par leur choix de localisation. A cet effet, elle introduit un terme tarifaire d'injection dans le tarif ATRT7 (et le tarif ATRD6), fondé sur la définition de trois niveaux de terme d'injection, en fonction des adaptations nécessaires prévues dans le zonage de raccordement. Le niveau de ce terme est compris entre 0 et 0,7 €/MWh injecté.

Terme tarifaire stockage

Depuis la réforme du régime d'accès des tiers aux infrastructures de stockages souterrains de gaz naturel, entrée en vigueur le 1er janvier 2018, la différence entre le revenu autorisé des opérateurs de stockage et les recettes qu'ils perçoivent directement, notamment grâce à la commercialisation de leurs capacités aux enchères, est compensée via le tarif ATRT, par un terme spécifique appelé terme tarifaire stockage. Ce terme tarifaire stockage s'applique aujourd'hui aux clients non délestables et non interruptibles raccordés aux réseaux de distribution publique de gaz, en fonction de leur modulation hivernale.

La CRE modifie la formule de calcul de la modulation hivernale pour les clients dits « à souscription » pour une formule fondée sur la différence entre la consommation moyenne hivernale et la consommation moyenne annuelle de ces clients. En effet, bien que consommant en moyenne davantage l'hiver que l'été, ces clients présentent une contribution à la pointe différente de celle des clients profilés : leur pointe de consommation est principalement liée à des processus métier et n'intervient pas nécessairement en même temps que la pointe hivernale, davantage liée à la thermosensibilité de certains usages gaz.

Comme indiqué dans sa consultation publique du 27 juillet 2019, la CRE considère qu'une extension du périmètre de collecte du terme tarifaire stockage aux clients raccordés au réseau de transport est souhaitable sous condition de la mise en œuvre des dispositifs d'interruptibilité prévus par les articles L. 431-6-2 et L. 431-6-3 du code de l'énergie. La CRE souligne qu'une fois les textes réglementaires d'application liés à l'interruptibilité publiés, un délai minimal de 12 mois sera nécessaire pour assurer la contractualisation des capacités interruptibles par les utilisateurs des réseaux.

Transparence

La CRE publie sur son site internet :

- les éléments à publier dans le cadre de la décision tarifaire finale prévus par les articles 29 et 30 du code de réseau Tarif : prix de réserve des capacités, paramètres utilisés dans la méthode de calcul des prix de référence (notamment la justification des scénarios de flux), informations financières sur les charges à couvrir et leur répartition, évolution des tarifs… ;

- l'audit externe de la demande en termes de charges d'exploitation de GRTgaz et Teréga pour la période 2020-2023 ;

- l'audit externe de la demande de taux de rémunération des actifs régulés des gestionnaires de réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga ;

- les réponses non confidentielles aux quatre consultations publiques (du 14 février, 27 mars et 23 juillet 2019) ;

- une synthèse des réponses à la consultation du 23 juillet 2019 visant à recueillir l'avis des parties intéressées sur l'ensemble des orientations concernant le tarif ATRT7 ;

- un modèle tarifaire simplifié ;

- une traduction en anglais de la délibération tarifaire.

Le Conseil supérieur de l'énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision, a rendu son avis le 14 janvier 2020.

(1) Délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 15 décembre 2016 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga.

(2) Un audit de la demande en termes de charges d'exploitation de GRTgaz et Teréga pour la période 2020-2023 ainsi qu'un audit de la demande de taux de rémunération des actifs régulés des gestionnaires de réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga, tous deux publiés sur le site internet de la CRE.

(3) Projet de loi de finances 2020.

(4) Loi n° 2018-938 du 30 octobre 2018 pour l'équilibre des relations commerciales dans le secteur agricole et alimentaire et une alimentation saine, durable et accessible à tous.

(5) Décret n° 2019-665 du 28 juin 2019 relatif aux renforcements des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel nécessaires pour permettre l'injection du biogaz produit.