Travaux tarifaires

Pour établir ces tarifs et en application de l'article L. 452-3, alinéa 2, du code de l'énergie, la CRE a organisé deux consultations publiques :
― une première consultation publique du 13 décembre 2012 au 14 janvier 2013 portant principalement sur le cadre de régulation, la structure des tarifs et les charges globales à couvrir présentées par les ELD pour les prochains tarifs ATRD4 ;
― une seconde consultation publique du 15 février 2013 au 1er mars 2013 portant sur les niveaux et les trajectoires des tarifs envisagés par la CRE.
La CRE a mené des analyses approfondies des charges prévisionnelles présentées par les ELD et a procédé, à deux reprises, à l'audition du SPEGNN (Syndicat professionnel des entreprises gazières non nationalisées). La CRE a commandé un audit des charges d'exploitation des huit ELD disposant d'un tarif spécifique sur les exercices 2009 à 2016 et une étude comparative de ces charges.

Principales évolutions

Sur la base de ces éléments, la CRE reconduit, en le faisant évoluer et en le complétant, le cadre existant de régulation incitant les opérateurs à améliorer leur efficacité, tant du point de vue de la maîtrise de leurs coûts, que de la qualité du service rendu aux utilisateurs de leurs réseaux :
― une période tarifaire d'environ quatre ans, avec une trajectoire tarifaire fixée à l'avance et évoluant au 1er juillet de chaque année ;
― un mécanisme de correction des écarts entre prévisions et réalisations pour certains postes de charges dont l'évolution est difficile à prévoir par les ELD ;
― un mécanisme de suivi de la qualité de service, simplifié et orienté davantage vers la qualité du service rendu aux consommateurs finals ;
― pour les deux plus grandes ELD disposant d'un tarif spécifique, l'introduction d'un mécanisme les incitant à maîtriser les coûts de leurs programmes d'investissement, hors investissements relatifs à la sécurité et à la cartographie, et, pour les six autres ELD, un suivi d'indicateurs quantitatifs relatifs à leurs dépenses d'investissement ;
― l'introduction d'une clause de rendez-vous au bout de deux ans permettant d'ajuster, sous conditions, à la hausse ou à la baisse, les trajectoires de charges nettes d'exploitation des ELD sur les années 2015 et 2016.
Ce cadre de régulation est très proche de celui défini pour GrDF dans son tarif ATRD4, entré en vigueur le 1er juillet 2012, en application de la délibération de la CRE du 28 février 2012. Il donne davantage de visibilité sur les trajectoires d'évolution des tarifs et contribue à réduire les risques supportés par les ELD.
Les tarifs ATRD4 des ELD définis par la CRE prévoient les évolutions suivantes, exprimées en euros courants :

| |ÉVOLUTION TARIFAIRE
au 1er juillet 2013|ÉVOLUTION ANNUELLE DE LA GRILLE TARIFAIRE
à compter du 1er juillet 2014 hors apurement du CRCP| |-------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|---------------------------------------------|----------------------------------------------------------------------------------------------------| | Régaz-Bordeaux | + 6,4 % | IPC (2) ― 1,11 % | | Réseau GDS (Strasbourg) | + 12,7 % | IPC + 0,99 % | | GEG (Grenoble) | + 7,2 % | IPC + 2,86 % | | Vialis (Colmar) | + 8,1 % | IPC ― 0,77 % | | Gédia (Dreux) | + 8,5 % | IPC + 0,21 % | | Caléo (Guebwiller) | + 13,2 % | IPC ― 0,36 % | | Gaz de Barr | + 7,1 % | IPC + 0,94 % | | Veolia Eau (Huningue, Saint-Louis, Hégenheim, Village-Neuf) | ― 24,9 % | IPC + 1,10 % | | (2) 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).| | |

La présente délibération de la CRE conduit, pour une majorité des ELD, à une réduction de l'écart entre leurs tarifs et celui de GrDF :

| |ÉCART AVEC LE TARIF DE GrDF EN VIGUEUR AU| | | | |------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|-----------------------------------------|-------------------------------------|-------------------------------------|-----------------------------------------| | | 1er juillet 2004
(tarifs ATRD1) |1er janvier 2006
(tarifs ATRD2)|1er juillet 2009
(tarifs ATRD3)|1er juillet 2013 (3)
(tarifs ATRD4)| | Régaz-Bordeaux | 42 % | 23 % | 24 % | 22 % | | Réseau GDS | 36 % | 32 % | 30 % | 35 % | | GEG | 44 % | 39 % | 26 % | 25 % | | Vialis | 29 % | 23 % | 21 % | 16 % | | Gédia | 50 % | 48 % | 34 % | 34 % | | Caléo | 24 % | 12 % | 3 % | 9 % | | Gaz de Barr | 49 % | 43 % | 30 % | 28 % | | Veolia Eau | 76 % | 67 % | 71 % | 16 % | | (3) Hors apurement du CRCP de GrDF portant sur l'année 2012 et avec une hypothèse d'inflation pour 2012 de 1,9 %.| | | | |

Ces évolutions prennent en compte :
― un coût moyen pondéré du capital fixé à 6 % réel avant impôts ;
― des révisions des hypothèses retenues concernant certains postes de charges, par rapport à la demande des opérateurs.
La CRE a pris en compte l'intégralité des demandes des ELD relatives aux dépenses de sécurité ainsi qu'aux investissements.
Les évolutions des tarifs des ELD au 1er juillet 2013 sont dues principalement aux facteurs suivants :
― la baisse des volumes de gaz acheminés et du nombre de clients raccordés liée, entre autres, aux efforts d'économie d'énergie et à la concurrence des autres énergies. Les coûts de réseau supportés par les ELD étant pour l'essentiel fixes, toute baisse des volumes distribués ou du nombre de clients raccordés se traduit par une hausse des tarifs ;
― un renforcement des dépenses de sécurité imposé par la réglementation, notamment la nouvelle réglementation sur les travaux à proximité des ouvrages, dite plan « anti-endommagement » des réseaux ;
― les évolutions réglementaires d'ordre social et fiscal entrées en vigueur en 2012 ;
― l'évolution de l'inflation entre 2012 et 2013 ;
― la révision du taux de rémunération des actifs et de certaines charges.
Les trajectoires des charges nettes d'exploitation intègrent des efforts de productivité propres à chaque ELD, qui ont été définis en prenant en compte à la fois les trajectoires naturelles des charges nettes d'exploitation de chaque opérateur, les écarts de leurs tarifs respectifs avec celui de GrDF ainsi que des analyses sur le potentiel de productivité de chaque ELD. En contrepartie des efforts de productivité demandés aux opérateurs, ceux-ci conserveront la totalité des gains de productivité supplémentaires qui pourraient être réalisés.
Le cadre de régulation applicable aux 14 ELD ne disposant pas de comptes dissociés est voisin de celui appliqué aux autres ELD. Le tarif commun augmente de + 1,6 % en euros courants au 1er juillet 2013 et évoluera chaque année à compter du 1er juillet 2014 d'un pourcentage de variation égal à « IPC + 0,26 % », hors apurement du CRCP. Ce tarif a été calculé en considérant les évolutions tarifaires de Gédia, Caléo et Gaz de Barr, ce dernier remplaçant Veolia Eau qui avait été pris en compte pour établir le précédent tarif ATRD3. Au 1er juillet 2013, le tarif commun est supérieur à celui de GrDF de 28 %.
En ce qui concerne la structure des tarifs, les principes en vigueur sont maintenus, à l'exception de la facturation des clients ne disposant pas de compteur individuel, afin d'appliquer la recommandation n° 2009-091 du Médiateur national de l'énergie (MNE) relative à la consommation de référence à considérer pour les forfaits annuels.
Enfin, les règles tarifaires applicables aux gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) de rang 2 sont complétées des modalités de prise en charge des coûts associés au comptage à l'interface entre GRD amont et GRD aval, conformément aux travaux menés dans le cadre du Groupe de travail gaz (GTG).
Le Conseil supérieur de l'énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision tarifaire, a rendu son avis le 16 avril 2013.

SOMMAIRE
MÉTHODOLOGIE

A. Cadre de régulation

1. ELD disposant d'un tarif ATRD spécifique
   1.1. Régulation incitative des charges d'exploitation et des coûts des programmes d'investissement
   a) Les charges d'exploitation
   b) Les coûts des programmes d'investissement
   1.2. Compte de régularisation des charges et des produits (CRCP)
   1.3. Clause de rendez-vous au bout de deux ans
   1.4. Régulation incitative de la qualité de service
   1.5. Cadre de régulation spécifique aux projets de comptage évolué des ELD
   1.6. Synthèse
2. ELD disposant du tarif ATRD commun
   B. Niveaux des charges à couvrir
3. Charges d'exploitation
   1.1. Clés de dissociation comptable des charges mutualisées
   1.2. Evolutions des charges d'exploitation
   a) Dépenses liées au plan anti-endommagement des réseaux
   b) Evolutions des charges sociales et fiscales entrées en vigueur en 2012
   c) Dépenses supplémentaires de promotion de l'usage du gaz et dépenses de communication
   d) Dépenses et recettes liées aux injections de biométhane
   e) Production immobilisée
   f) Autres postes de charges
   1.3. Efforts de productivité et trajectoires prévisionnelles des charges nettes d'exploitation sur la période 2013-2016
4. Charges de capital normatives
   2.1. Valeur et actualisation de la base d'actifs régulée (BAR)
   a) Valeur initiale de la BAR au 31 décembre 2002
   b) Actualisation de la valeur de la BAR
   2.2. Taux de rémunération de la BAR
   2.3. Programmes d'investissement
5. Charges totales à couvrir
   3.1. Charges nettes d'exploitation
   3.2. Charges de capital normatives
   3.3. Prise en compte du solde du CRCP des tarifs ATRD3
   3.4. Partage des gains de productivité réalisés sur la période 2010-2012
   3.5. Revenus autorisés pour l'année 2013
   C. Hypothèses de quantités distribuées et de nombre de clients desservis
6. Trajectoires retenues pour les tarifs ATRD4
7. Incitation à l'atteinte des objectifs associés aux actions de promotion de l'usage du gaz
   D. Trajectoires des tarifs ATRD4 des ELD
8. ELD disposant d'un tarif ATRD spécifique
9. ELD disposant du tarif ATRD commun
   E. Structure des tarifs
   F. Règles tarifaires pour les GRD de rang 2 et les nouvelles concessions de gaz naturel
10. Traitement tarifaire des GRD de rang 2
11. Règles tarifaires applicables aux nouvelles concessions de gaz naturel

TARIFS D'UTILISATION DES RÉSEAUX PUBLICS DE DISTRIBUTION
DE GAZ NATUREL DES ENTREPRISES LOCALES DE DISTRIBUTION

A. Définitions et principes généraux

1. Définitions
2. Facturation par point de livraison
3. Prestations couvertes par les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des GRD
4. Structure et choix des options tarifaires
5. Mode de relève d'un point de livraison
6. Souscriptions mensuelles ou quotidiennes de capacité journalière
7. Pénalités pour dépassement de capacité journalière souscrite
8. Regroupement de points de livraison
9. Alimentation d'un point de livraison par plusieurs expéditeurs
10. Traitement tarifaire des GRD de rang 2
    B. Tarif péréqué d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Régaz-Bordeaux
11. Tarif péréqué de Régaz-Bordeaux applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014
12. Tarif péréqué de Régaz-Bordeaux applicable à compter du 1er juillet 2014
13. Mécanisme d'incitation à la maîtrise des coûts des programmes d'investissement de Régaz-Bordeaux hors investissements de sécurité et de cartographie
14. Mécanisme d'incitation à l'atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l'usage du gaz de Régaz-Bordeaux
15. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Régaz-Bordeaux
    C. Tarif péréqué d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Réseau GDS
16. Tarif péréqué de Réseau GDS applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014
17. Tarif péréqué de Réseau GDS applicable à compter du 1er juillet 2014
18. Mécanisme d'incitation à la maîtrise des coûts des programmes d'investissement de Réseau GDS hors investissements de sécurité et de cartographie
19. Mécanisme d'incitation à l'atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l'usage du gaz de Réseau GDS
20. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Réseau GDS
    D. Tarif péréqué d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de GEG
21. Tarif péréqué de GEG applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014
22. Tarif péréqué de GEG applicable à compter du 1er juillet 2014
23. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d'investissement de GEG hors investissements de sécurité et de cartographie
24. Mécanisme d'incitation à l'atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l'usage du gaz de GEG
25. Mécanisme de régulation de la qualité de service de GEG
    E. Tarif péréqué d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Vialis
26. Tarif péréqué de Vialis applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014
27. Tarif péréqué de Vialis applicable à compter du 1er juillet 2014
28. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d'investissement de Vialis hors investissements de sécurité et de cartographie
29. Mécanisme d'incitation à l'atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l'usage du gaz de Vialis
30. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Vialis
    F. Tarif péréqué d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Gédia
31. Tarif péréqué de Gédia applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014
32. Tarif péréqué de Gédia applicable à compter du 1er juillet 2014
33. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d'investissement de Gédia hors investissements de sécurité et de cartographie
34. Mécanisme d'incitation à l'atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l'usage du gaz de Gédia
35. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Gédia
    G. Tarif péréqué d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Caléo
36. Tarif péréqué de Caléo applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014
37. Tarif péréqué de Caléo applicable à compter du 1er juillet 2014
38. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d'investissement de Caléo hors investissements de sécurité et de cartographie
39. Mécanisme d'incitation à l'atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l'usage du gaz de Caléo
40. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Caléo
    H. Tarif péréqué d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Gaz de Barr
41. Tarif péréqué de Gaz de Barr applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014
42. Tarif péréqué de Gaz de Barr applicable à compter du 1er juillet 2014
43. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d'investissement de Gaz de Barr hors investissements de sécurité et de cartographie
44. Mécanisme d'incitation à l'atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l'usage du gaz de Gaz de Barr
45. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Gaz de Barr
    I. Tarif péréqué d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de Veolia Eau
46. Tarif péréqué de Veolia Eau applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014
47. Tarif péréqué de Veolia Eau applicable à compter du 1er juillet 2014
48. Mécanisme de suivi des coûts des programmes d'investissement de Veolia Eau hors investissements de sécurité et de cartographie
49. Mécanisme d'incitation à l'atteinte des objectifs liés aux actions de promotion de l'usage du gaz de Veolia Eau
50. Mécanisme de régulation de la qualité de service de Veolia Eau
    J. Tarif commun d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des ELD ne présentant pas de comptes dissociés
51. Tarif péréqué commun applicable du 1er juillet 2013 au 30 juin 2014
52. Tarif péréqué commun applicable à compter du 1er juillet 2014
    K. Règles tarifaires applicables aux nouvelles concessions de distribution de gaz naturel

MÉTHODOLOGIE

Pour établir les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel, la CRE établit dans une première étape un revenu autorisé prévisionnel pour chaque GRD.
La CRE fixe également un cadre de régulation qui vise, d'une part, à limiter pour certains postes de charges ou de produits prédéfinis le risque financier des GRD et/ou des utilisateurs, via un compte de régularisation des charges et des produits (CRCP) et, d'autre part, à encourager les GRD à améliorer leur performance via la mise en place de mécanismes incitatifs.
Le revenu autorisé prévisionnel de chaque GRD est ventilé entre les utilisateurs sous forme d'options tarifaires, composées de différents termes tarifaires, l'ensemble de ces termes constituant la « structure tarifaire ».
La prise en compte de l'ensemble de ces éléments permet d'établir les tarifs à leur date d'entrée en vigueur ainsi que leurs modalités d'évolution annuelle.

Définition du revenu autorisé prévisionnel

La CRE définit le revenu autorisé prévisionnel des GRD présentant des comptes dissociés sur la période considérée sur la base de plans d'affaires (4) transmis par les opérateurs.
Ce revenu autorisé prévisionnel se compose des charges de capital normatives et des charges nettes d'exploitation :

RA1 = CNE1 + CCN1 + A

avec :
― RA1 : revenu autorisé prévisionnel sur la période ;
― CNE1 : charges nettes d'exploitation prévisionnelles sur la période ;
― CCN1 : charges de capital normatives prévisionnelles sur la période ;
― A : solde du CRCP restant à apurer au titre de la période tarifaire passée.
Les charges de capital normatives prévisionnelles comprennent la rémunération et l'amortissement de la base d'actifs régulés (BAR). La BAR est déterminée sur la base de la valeur nette réévaluée des actifs immobilisés, déduction faite des subventions et participations reçues de tiers.

CCN1= Amortissements prévisionnels + BAR prévisionnelle × CMPC

La méthode retenue pour fixer le taux de rémunération des actifs est fondée sur le coût moyen pondéré du capital (CMPC) à structure financière normative. Le niveau de rémunération des GRD doit, en effet, d'une part, leur permettre de financer les charges d'intérêt sur leur dette et, d'autre part, leur apporter une rentabilité des fonds propres comparable à celle qu'ils pourraient obtenir pour des investissements comportant des niveaux de risque comparables. Ce coût des fonds propres est estimé sur la base de la méthodologie dite du « modèle d'évaluation des actifs financiers » (MEDAF).
Les charges nettes d'exploitation comprennent les charges nettes de fonctionnement (principalement composées des achats externes, des dépenses de personnel et des impôts et taxes) déduction faite des recettes extratarifaires (principalement composées des recettes liées aux prestations annexes contenues dans les catalogues de prestations des GRD).
Le niveau des charges d'exploitation retenu est déterminé à partir de l'ensemble des coûts nécessaires à l'activité des GRD dans la mesure où, conformément à la loi, ces coûts correspondent à ceux de gestionnaires de réseaux efficaces. L'ensemble des données prévisionnelles communiquées par les opérateurs font l'objet d'une analyse détaillée et de révisions le cas échéant. En particulier, la CRE s'attache à retenir une trajectoire de charges d'exploitation intégrant des efforts de productivité.
Pour les GRD ne présentant pas de comptes dissociés, un tarif commun est établi en considérant les évolutions tarifaires de trois entreprises locales de distribution disposant de comptes séparés et présentant des conditions d'activité similaires.

(4) Dans le cas présent, les plans d'affaires des ELD étaient relatifs aux années 2013 à 2016.