1.2. Charges d'énergie

En application des dispositions de l'arrêté du 6 octobre 2008, la CRE propose de modifier le montant de référence retenu pour les charges d'énergie dans la mesure où la variation du prix de l'énergie a été supérieure à 5 %.
La CRE propose une baisse des charges d'énergie prévisionnelles de GRTgaz pour 2011 par rapport aux prévisions initiales. Cette baisse est liée à la diminution du prix du gaz et à la baisse des besoins de gaz de GRTgaz.
Le prix moyen d'achat de gaz en 2011 est estimé à 20,13 €/MWh.
La baisse des besoins de gaz résulte principalement de la mise en service commercial à 100 % du terminal de Fos-Cavaou et du remplacement de turbocompresseurs fonctionnant au gaz par des électro-compresseurs.
En ce qui concerne l'écart de bilan technique (EBT), la CRE retient la proposition de GRTgaz de remplacer la valeur de 800 GWh prévue en juillet 2008 pour 2011 par 1 200 GWh. Le plan d'actions mis en œuvre par GRTgaz tend à réduire la dérive constatée en 2009 (EBT réalisé en 2009 de 2 255 GWh au lieu de 800 GWh).
Les charges relatives aux achats d'électricité sont en augmentation en 2011 par rapport à la prévision tarifaire de 2008, du fait de la hausse des prix de l'électricité et de l'augmentation du besoin de GRTgaz.
Après prise en compte des recettes et charges liées aux quotas de CO2 de GRTgaz, les charges d'énergie retenues pour l'année 2011 s'élèvent à 66,6 M€ contre 115,1 M€ estimés initialement.

| EN M€ |2010 - PRÉVISION TARIF|2010 - ESTIMATION|2011 - PROPOSITION TARIFAIRE| |------------------------|----------------------|-----------------|----------------------------| | Gaz carburant | 45,1 | 29,4 | 34,8 | |Ecart de bilan technique| 31,3 | 21,5 | 24,2 | | Electricité | 17,0 | 10,7 | 15,8 | | Quotas de CO2 | ― 2,5 | 0,0 | ― 8,2 | | Total | 90,9 | 61,6 | 66,6 |

1.3. Service de conversion de gaz H en gaz B

Pour permettre l'ouverture à la concurrence de la zone Nord B, un service de conversion de base de gaz H en gaz B est proposé par GRTgaz depuis le 1er janvier 2007. Le prix de ce service est fixé à 50 % de son coût de revient pour GRTgaz, qui résulte d'un contrat de swap de gaz H en gaz B souscrit auprès de GDF Suez. Les souscriptions à ce service ont été, pour 2009, supérieures aux prévisions retenues dans la proposition tarifaire de la CRE du 10 juillet 2008, ce qui traduit le développement soutenu de la concurrence dans la zone Nord B mais engendre des charges supplémentaires pour GRTgaz.
Cette situation se poursuivant en 2010, la CRE propose pour 2011, conformément à la proposition tarifaire du 3 décembre 2009, une révision à la hausse de 2,6 M€ des charges nettes relatives au service de conversion base de gaz H en gaz B, soit une augmentation de 7,1 M€ des charges brutes et de 4,5 M€ des recettes liées à ce service.

1.4. Plate-forme d'échanges de capacités Capsquare

Sur la base du retour d'expérience mené dans le cadre de la Concertation gaz, la CRE propose de maintenir dans les services de base offerts par le tarif de GRTgaz le service d'accès à la plate-forme d'échanges de capacités Capsquare.
En conséquence, les coûts d'exploitation de cette plate-forme, soit 387 k€, sont pris en compte dans les charges nettes d'exploitation pour l'année 2011.

1.5. Règles de capitalisation des charges

En avril 2010, GRTgaz a transmis à la CRE un bilan des OPEX réalisées pour l'année 2009 et des OPEX estimées pour l'année 2010. Des écarts ont été identifiés entre les prévisions tarifaires et les réalisations sur plusieurs postes de charges. La CRE a lancé un audit afin d'analyser ces variations. Cet audit a montré, à partir de 2009, un traitement comptable des dépenses de sécurité et de mise en conformité (relatives à l'arrêté Multifluides de 2006) différent de celui présenté par GRTgaz et retenu par la CRE pour déterminer la trajectoire tarifaire de l'ATRT4. Ces dépenses sont désormais traitées comme des investissements, tandis qu'elles avaient été couvertes en OPEX lors de l'établissement de la trajectoire du tarif en vigueur.
Le traitement comptable retenu par GRTgaz est justifié par :
― les règles comptables en vigueur (avis CNC n° 2005-D du 1er juin 2005) qui permettent l'immobilisation des dépenses de sécurité et de mise en conformité si elles sont imposées par une obligation légale ;
― l'adoption des guides professionnels d'application de l'arrêté Multifluides intervenue sur la période d'avril 2008-septembre 2009, permettant une comptabilisation des dépenses engagées sur l'année 2009 en immobilisation.
Toutefois, sur le plan tarifaire, il conduit à considérer une même charge à la fois en OPEX (dans la trajectoire prévisionnelle de l'ATRT4) et en charge de capital (via le CRCP).
Afin de neutraliser cet effet pour la période tarifaire en cours, la CRE propose de corriger les charges de capital (CAPEX) de GRTgaz. Le retraitement des CAPEX des années 2009 et 2010, via le CRCP, est de ― 2 M€ en 2011.
La CRE indique que toute modification future significative des règles et méthodes comptables entre la détermination d'un tarif et les dates de réalisations effectives des dépenses fera l'objet d'un retraitement du niveau tarifaire si elle a un effet sur le niveau global du tarif.

1.6. Charges nettes d'exploitation

Après prise en compte de la révision du poste énergie (― 48,5 M€) et des charges liées au service de conversion de gaz H en gaz B (+ 7,1 M€) et à la plate-forme Capsquare (+ 387 k€), les charges nettes d'exploitation à prendre en compte dans le revenu autorisé de 2011 de GRTgaz s'élèvent à 583,7 M€.

2. Charges de capital (CAPEX)

Conformément aux dispositions de l'arrêté du 6 octobre 2008, les charges de capital prévisionnelles de GRTgaz retenues pour 2011 sont égales à 861,9 M€.

2.1. Coûts échoués

Afin de faciliter la prise de décision pour les nouveaux investissements, le cadre tarifaire introduit par l'ATRT4 prévoit que la valeur comptable résiduelle des actifs retirés de l'inventaire avant la fin de leur durée de vie ainsi que les charges relatives aux études techniques et démarches amont qui ne pourraient être immobilisées si les projets concernés ne se réalisaient pas pourraient être intégrées, au cas par cas, dans les charges de capital à couvrir par le tarif.
A ce titre, l'ATRT4 couvre pour GRTgaz une trajectoire prévisionnelle de coûts échoués d'environ 2 M€ par an en moyenne.
GRTgaz demande de revoir, dès 2011, la trajectoire de coûts échoués retenue dans l'ATRT4 sur la base des actifs effectivement retirés de l'inventaire en 2009 et 2010.
La CRE propose de faire un bilan des coûts échoués de GRTgaz à la fin de la période tarifaire :
― si le montant total de coûts échoués constaté sur la période 2009-2012 est inférieur à la prévision tarifaire retenue pour la même période, l'écart correspondant sera récupéré via le CRCP ;
― si le montant total de coûts échoués constaté sur la période 2009-2012 est supérieur à la prévision tarifaire, les coûts échoués supplémentaires pourront être couverts via le CRCP au cas par cas, sur la base de dossiers argumentés présentés par l'opérateur à la CRE.
En ce qui concerne les études techniques et démarches amont, qui ne peuvent être immobilisées car les projets concernés ne se réalisent pas, la CRE propose dès à présent, en cohérence avec sa délibération du 27 mai 2010, de couvrir via le CRCP les coûts échoués relatifs au projet Taisnières à 930 GWh/j, soit 6 M€.
Par ailleurs, la CRE propose que les éventuels coûts échoués d'études techniques amont pour le raccordement de la Corse au gazoduc Galsi soient couverts par le tarif à hauteur de 3,5 M€ maximum, si ce projet ne se réalisait pas.

3. Solde du CRCP pour GRTgaz

Le bilan du CRCP de GRTgaz pour la période 2009-2010 est le suivant :

| TOTAL EN M€
avant actualisation |SOLDE DU CRCP 2009
(réalisé/prévision tarifaire)|SOLDE DU CRCP 2010
(estimé/prévision tarifaire)| |-----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|------------------------------------------------------|-----------------------------------------------------| | Postes prévus dans l'ATRT4 : | | | | ― revenus acheminement aval, couverts à 100 % | 11,8 | ― 4,5 | | ― revenus acheminement amont, couverts à 50 % | ― 0,2 | ― 0,8 | | ― participations pour raccordement | 7,7 | 2,0 | | ― charges de capital, hors coûts échoués | ― 12,8 | ― 1,3 | | ― poste énergie | ― 3,7 | ― 23,5 | | ― accord inter-opérateurs avec TIGF | 5,1 | 1,1 | |― écart de charges d'exploitation nettes dû à la différence entre l'inflation définitive et la valeur retenue pour 2009| 0,0 | ― 2,0 | | ― qualité de service | 0,8 | 2,4 | | Postes supplémentaires : | | | | ― coûts échoués liés aux études cœur de réseau | 0 | 6 | | ― impact de l'audit des règles de capitalisation des OPEX | ― 0,8 | ― 6,1 | | | | | | Total | 7,9 | ― 26,7 |

Conformément aux règles tarifaires en vigueur, ces montants seront apurés sur une période de quatre ans avec des annuités constantes. Le taux d'actualisation du CRCP retenu dans le tarif ATRT4, soit 4,2 %, s'appliquera annuellement.
Le solde du CRCP à prendre en compte en 2011 pour GRTgaz est de ― 31,5 M€. Il est constitué de :
― l'annuité liée au bilan définitif pour l'année 2007 et au bilan estimé pour l'année 2008, soit ― 23,1 M€, annoncés dans la proposition tarifaire de la CRE du 10 juillet 2008 ;
― l'annuité liée au bilan définitif pour l'année 2008, soit ― 3,2 M€, annoncés dans la proposition tarifaire de la CRE du 3 décembre 2009 ;
― l'annuité liée au bilan définitif pour l'année 2009 et au bilan estimé pour l'année 2010, soit ― 5,2 M€, détaillés dans le tableau ci-dessus.

4. Revenu autorisé pour GRTgaz

Le niveau total de charges à couvrir par le tarif de GRTgaz en 2011 est le suivant :

| M€ | 2011 | |---------------------------------------------------------------------------------------------------|-------| | Charges de capital | 861,9 | | Charges d'exploitation nettes | 583,7 | | CRCP |― 31,5 | | Total revenu autorisé |1 414,1| |Hors charges relatives au service de flexibilité intrajournalière pour les sites fortement modulés.| |

5. Hypothèses de souscriptions de capacités retenues
   pour GRTgaz
   5.1. Réseau principal

Les hypothèses de souscriptions retenues sur l'année 2011 pour le réseau principal sont les suivantes :
― en sortie du réseau principal, elles sont fondées sur celles retenues pour le réseau régional ;
― pour les autres points du réseau principal, les hypothèses retenues sont établies à partir des souscriptions réalisées en 2009 et des prévisions d'évolution de ces souscriptions pour 2010.
La dernière estimation des souscriptions de capacités réalisées en 2010 est légèrement inférieure de 0,3 % aux prévisions établies en décembre 2009. La baisse des souscriptions aux interfaces avec les stockages (― 5,6 %) et aux points d'entrée de Taisnières et Obergailbach (― 4,6 %) est compensée par une hausse sur les autres points du réseau principal (+ 1,7 %).
Au total, la CRE retient, pour 2011, une prévision de souscription de capacités sur le réseau principal inférieure de 5,2 % à la prévision de juillet 2008 et en baisse de 2,3 % par rapport aux souscriptions estimées pour 2010.

5.2. Réseau régional et livraison

Les souscriptions de capacités prévues pour le réseau régional prennent en compte, d'une part, une prévision des souscriptions normalisées des capacités aux points d'interface entre les réseaux de transport et de distribution (PITD) et, d'autre part, une prévision des souscriptions de capacités pour les consommateurs directement raccordés au réseau de transport et pour les points d'interconnexion sur réseau régional (PIRR).
Souscriptions normalisées des capacités de livraison aux PITD :
La dernière estimation des souscriptions de capacités réalisées en 2010 par le mécanisme de souscriptions normalisées aux PITD est stable par rapport aux prévisions établies en décembre 2009 (+ 0,01 %).
Après prise en compte de l'analyse de l'hiver 2009-2010 menée par GRTgaz, la CRE retient une prévision pour l'année 2011 inférieure de 1,7 % à la prévision initiale de juillet 2008 et en hausse de 0,4 % par rapport à l'estimation pour 2010.
Souscriptions de capacités de livraison pour les consommateurs directement raccordés au réseau de transport ( clients industriels ) de GRTgaz et pour les PIRR :
La mise à jour de la prévision de souscriptions de capacités de livraison pour 2011 a été établie à partir des souscriptions de capacités réalisées à ce jour en 2010 et des prévisions d'évolution de la consommation pour 2011.
Les capacités de livraison souscrites en 2010 par les clients industriels et aux PIRR sont supérieures de 1,8 % aux prévisions établies en décembre 2009 grâce à un contexte économique plus favorable.
Compte tenu notamment de l'entrée en service de plusieurs centrales électriques au gaz, la CRE retient une augmentation des souscriptions pour les clients industriels et les PIRR entre 2010 et 2011 de 7,6 %. Cette hypothèse reste inférieure de 6,5 % à la prévision initiale de juillet 2008.
Evolution des souscriptions sur le réseau régional :
Au global, les prévisions de souscriptions de capacités pour l'année 2011 sur le réseau régional sont en hausse de 1,9 % par rapport aux souscriptions estimées en décembre 2009 mais en baisse de 2,1 % par rapport aux prévisions initiales de juillet 2008.

5.3. Evolution globale des souscriptions de capacités
sur le réseau de GRTgaz

Au global, les prévisions de souscriptions de capacités de transport pour l'année 2011 sont en moyenne en hausse (+ 0,4 %) par rapport aux souscriptions estimées en décembre 2009 pour l'année 2010. Néanmoins, par rapport aux prévisions initialement retenues en juillet 2008 pour l'année 2011, elles sont en baisse de 3,1 %.

6. Evolution moyenne du tarif de GRTgaz

En 2011, le revenu autorisé de GRTgaz augmente de 3,6 % et la valorisation des souscriptions de capacités de 1,4 % (hausse de 0,4 % en volume et de 1 % en valeur liée au décalage de la hausse tarifaire au 1er avril 2010) par rapport aux prévisions tarifaires établies en décembre 2009 pour l'année 2010. Il en résulte une hausse moyenne du tarif de GRTgaz de 2,2 % en 2011, soit une hausse au 1er avril 2011 de 2,89 %.

III. ― Niveau du tarif de TIGF

1. Charges d'exploitation (OPEX)

Les charges d'exploitation à couvrir par le tarif de TIGF ont été déterminées à partir de l'ensemble des coûts opérationnels nécessaires au fonctionnement de son réseau de transport, tels qu'ils ont été communiqués à la CRE et tels qu'ils apparaissent dans la comptabilité de l'opérateur. La CRE a procédé à des ajustements sur certains postes mais a pris en compte l'intégralité des demandes de TIGF en ce qui concerne l'évolution des effectifs et les dépenses de sécurité.
Par ailleurs, la CRE propose d'introduire pour la période 2011-2012 un mécanisme incitant l'opérateur à maîtriser ses charges d'exploitation. Les gains de productivité éventuels, qui pourraient être réalisés par TIGF en 2011 et 2012 sur une assiette de charges d'exploitation maîtrisables, constituée des charges nettes de l'opérateur diminuées des postes de charges et de produits d'exploitation couverts par le mécanisme du CRCP, seront calculés en fin de période tarifaire. TIGF conservera 50 % des gains réalisés. Les 50 % restants viendront en diminution des charges à recouvrer dans le prochain tarif.
Enfin, il est rappelé que les prévisions de recettes accessoires perçues indépendamment du tarif d'utilisation du réseau de transport sont déduites des charges d'exploitation à couvrir par le tarif.

1.1. Charges d'énergie

Les charges de TIGF liées à l'achat de gaz et d'électricité pour assurer le fonctionnement des stations de compression du réseau sont en baisse par rapport à la période 2009-2010. Cette baisse est due à la fois à la diminution des prix du gaz et à la baisse des besoins de TIGF.
Pour la période 2011-2012, le poste énergie et quotas de CO2 de TIGF représente 4,2 M€ par an en moyenne, soit une baisse par rapport au montant pris en compte pour le précédent tarif de 64,2 %.

| EN M€ PAR AN |2009-2010 - PRÉVISION TARIF|2009-2010 - ESTIMATION|2011-2012 - PRÉVISION TARIFAIRE| |---------------------|---------------------------|----------------------|-------------------------------| | Gaz carburant | 11,1 | 3,2 | 4,4 | |Electricité consommée| 0,4 | 0,3 | 0,3 | | Quotas de CO2 | 0 | 0 | ― 0,5 | | Total | 11,5 | 3,5 | 4,2 |

1.2. Charges de personnel

La prévision d'effectifs communiquée par TIGF pour la période 2011-2012 tient compte des effets de la troisième directive gaz, d'une prévision d'augmentation de son activité de transport de gaz et de la prise en compte de l'évolution de la réglementation (arrêté Multifluides ).
Par ailleurs, la valorisation retenue de la masse salariale prend en compte l'augmentation annuelle moyenne des salaires proposée par TIGF et tient compte de l'hypothèse d'inflation retenue par le projet de loi de finances pour 2011. Elle prend également en compte le fait que certaines fonctions seront désormais confiées à du personnel TIGF, ce qui permet d'éviter les frais de détachement.
Cette prévision de charges de personnel est prise en compte dans le tarif proposé par la CRE.
Au total, le poste charges de personnel augmente de 20 % par rapport au tarif 2009-2010 et représente 37,7 M€ par an.

1.3. Moyens communs

Les moyens communs de TIGF (loyers et entretiens des bureaux, télécommunications et informatique, déplacements, formation, etc.) augmentent pour 2011-2012 de 37 % par rapport à la prévision tarifaire pour la période 2009-2010 et d'environ 14 % par rapport aux montants réalisé 2009 et estimé 2010.
Cette hausse est principalement liée à l'augmentation des effectifs de TIGF.
Au total, le poste moyens communs représente 19,5 M€ par an en moyenne.

1.4. Evolution des règles d'allocation comptable (RAC)

TIGF demande une révision des clés de répartition des charges communes entre ses activités de transport et de stockage de gaz naturel (frais de personnel et moyens communs), afin de refléter le développement plus rapide de son activité de transport de gaz par rapport à son activité stockage.
Après analyse des éléments justificatifs fournis par TIGF, la CRE propose de retenir cette demande, qui se traduit par une augmentation d'environ 1,2 M€ par an des charges d'exploitation de l'activité de transport de gaz de TIGF pour la période 2011-2012.
La CRE s'assurera de la bonne adéquation dans la durée des règles d'allocation comptable de TIGF.

1.5. Evolution du contrat transport Lussagnet (CTL)

La puissance de compression installée sur le site de Lussagnet est de 44,3 MW dont 28,6 MW dédiés au transport et 15,7 MW dédiés au stockage. Cette puissance a été optimisée afin de répondre au mieux aux besoins des deux activités. Ainsi, en fonction de la période de l'année, des compresseurs dédiés au stockage de gaz rendent des services à l'activité de transport de gaz et inversement, avec des refacturations croisées entre les deux activités. Afin de simplifier cette gestion, une étude a été menée par TIGF sur les coûts et le fonctionnement des compresseurs présents sur le site de Lussagnet.
Après analyse des éléments présentés par TIGF, la CRE propose de retenir un coût prévisionnel net de 1,3 M€/an pour l'activité de transport de gaz de TIGF pour la période 2011-2012, en baisse de 2 M€/an par rapport au coût net supporté pour la période 2009-2010.

1.6. Charges nettes d'exploitation

Le niveau total des OPEX nettes à couvrir par le tarif de TIGF pour la période 2011-2012 est le suivant :

| M€ |2011|2012|MOYENNE| |-----------------------------|----|----|-------| |Charges d'exploitation brutes|89,6|94,8| 92,2 | | Recettes d'exploitation |38,0|38,5| 38,2 | |Charges d'exploitation nettes|51,6|56,4| 54,0 |

2. Charges de capital de TIGF (CAPEX)

Les charges de capital comprennent la rémunération et l'amortissement de la base d'actifs régulée (BAR) ainsi que la rémunération des immobilisations en cours et, le cas échéant, les coûts échoués reconnus par la CRE.
La CRE a calculé les charges de capital à couvrir par les tarifs de TIGF conformément au cadre de régulation fixé par l'ATRT4 et à partir des montants prévisionnels d'investissements présentés par TIGF.

2.1. Coûts échoués

Pour la période tarifaire 2009-2010, l'ATRT4 prenait en compte pour TIGF au titre des coûts échoués une trajectoire de 0,75 M€ par an, soit 0 M€ en 2009 et 1,5 M€ en 2010.
TIGF n'ayant pas constaté de coûts échoués en 2009 et n'en prévoyant pas en 2010, l'écart de 1,5 M€ sera repris via le CRCP.

2.2. Audit du projet artère de Guyenne de TIGF

Le projet de renforcement de l'artère de Guyenne a été décidé en décembre 2005 pour un montant total prévisionnel pour la première phase de 175 M€ pour TIGF. TIGF a bénéficié pour ce projet, par délibération de la CRE du 8 décembre 2005, d'une prime de 3 % pendant dix ans pour 50 M€ correspondant aux investissements permettant la création de capacités pour le marché.
Par rapport aux prévisions de fin 2005, le coût de la phase 1 du projet a augmenté de plus de 56 %, soit un prix final de 273 M€, et la capacité supplémentaire créée par TIGF et offerte au marché a été augmentée de 50 GWh/j. Par délibération du 14 février 2008, la CRE a attribué à ce projet une prime supplémentaire de 3 % sur dix ans pour 35 M€ (investissements permettant la création de 50 GWh/j supplémentaires pour le marché) mais n'a pas attribué de prime pour les surcoûts liés à la mise en œuvre de la phase 1 du projet artère de Guyenne de TIGF. Elle a également décidé, dans sa délibération du 9 octobre 2008 sur le point d'exécution intermédiaire du programme d'investissements 2008 de TIGF, de lancer un audit de ce projet.
Après analyse des conclusions de cet audit, la CRE propose de retirer 3 M€ de la base d'actifs régulée de TIGF.
En outre, les investissements réalisés à ce jour par TIGF pour la mise à disposition des 50 GWh/j offerts au marché s'élèvent à 24 M€ (dont 8 M€ liés à la réfection de l'artère DN 600 au départ de Lussagnet vers le nord).
Les tarifs de transport de gaz prévoient que la prime de 3 % pendant dix ans est une incitation à l'investissement. En conséquence, la CRE propose de retenir au titre de la prime de 3 % attribuée dans sa délibération du 14 février 2008 une enveloppe de 24 M€, au lieu des 35 M€ retenus initialement. Si des rénovations supplémentaires sont réalisées par TIGF pour maintenir en état de fonctionnement l'artère DN 600, les investissements supplémentaires bénéficieraient de la prime de 3 % pour un montant maximal de 11 M€.

3. Solde du CRCP pour TIGF

Le bilan du CRCP de TIGF pour la période 2009-2010 est le suivant :

| TOTAL EN M€
avant actualisation |SOLDE DU CRCP 2009
(réalisé/prévision tarifaire)|SOLDE DU CRCP 2010
(estimé/prévision tarifaire)| |-----------------------------------------------|------------------------------------------------------|-----------------------------------------------------| | Postes prévus dans l'ATRT4 : | | | | ― revenus acheminement aval, couverts à 100 % | 0,8 | 2,6 | | ― revenus acheminement amont, couverts à 50 % | ― 1,5 | ― 1,3 | | ― charges de capital, hors coûts échoués | ― 6,2 | ― 11,7 | | ― poste énergie | ― 7,4 | ― 5,6 | | ― accord inter-opérateurs avec GRTgaz | ― 5,1 | ― 1,1 | | ― qualité de service | ― 0,5 | 0 | | Postes supplémentaires : | | | | ― coûts échoués | 0 | ― 1,5 | |― impact de l'audit du projet artère de Guyenne| ― 0,5 | ― 0,7 | | Total | ― 20,4 | ― 19,3 |

Conformément aux règles tarifaires en vigueur, ces montants seront apurés sur une période de quatre ans, avec des annuités constantes. Le taux d'actualisation du CRCP retenu dans le tarif ATRT4, soit 4,2 %, s'appliquera annuellement.
Le solde du CRCP à prendre en compte pour la période 2011-2012 pour TIGF est de ― 18,3 M€. Il est constitué de :
― l'annuité liée au bilan définitif pour l'année 2007 et au bilan estimé pour l'année 2008, soit ― 5,5 M€, annoncés dans la proposition tarifaire de la CRE du 10 juillet 2008 ;
― l'annuité liée au bilan définitif pour l'année 2008, soit ― 1,3 M€ ;
― l'annuité liée au bilan définitif pour l'année 2009 et au bilan estimé pour l'année 2010, soit ― 11,5 M€, détaillés dans le tableau ci-dessus.

4. Revenu autorisé pour TIGF

Le montant prévisionnel de la BAR de TIGF pour la période 2011-2012 est le suivant :

| M€ |2010 (estimé)| 2011 | 2012 | |----------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------|-------------|-------|-------| | BAR au 1er/1/n | 941,4 | 997,6 |1 023,2| | Investissements (*) | 82,4 | 52,4 | 150,7 | | Amortissement | ― 40,6 |― 43,8 |― 46,8 | | Réévaluation (4) | 14,4 | 17,0 | 21,9 | | BAR au 31/12/n | 997,6 |1 023,2|1 149,0| |(*) Investissements entrant dans la BAR.
(4) Inflation constatée en 2009 : + 0,06 % et hypothèses d'inflation retenues pour les deux GRT (projet de loi de finances pour 2011) : + 1,5 % pour 2010 et 2011 et + 1,75 % pour 2012.| | | |

Le niveau total de charges à couvrir par le tarif de TIGF pour la période 2011-2012 est le suivant :

| M€ | 2011 | 2012 |MOYENNE| |-----------------------------|------|------|-------| | Charges de capital |128,0 |135,5 | 131,7 | |Charges d'exploitation nettes| 51,6 | 56,4 | 54,0 | | CRCP |― 18,3|― 18,3|― 18,3 | | Total revenu autorisé |161,3 |173,6 | 167,4 |

5. Hypothèses de souscriptions de capacités
   retenues pour TIGF
   5.1. Réseau principal

Les hypothèses de souscriptions retenues pour la période 2011-2012 pour le réseau principal sont les suivantes :
― en sortie du réseau principal, elles sont fondées sur celles retenues pour le réseau régional ;
― pour les autres points du réseau principal, les hypothèses retenues sont établies à partir des souscriptions réalisées en 2009 et estimées pour 2010.
Les souscriptions de capacités réalisées pour la période 2009-2010 se sont avérées supérieures aux prévisions (+ 3,1 %).
La CRE retient, pour la période 2011-2012, une prévision des souscriptions de capacités sur le réseau principal supérieure de 3,5 % par rapport aux souscriptions réalisées sur la période 2009-2010.

5.2. Réseau régional et livraison

Les souscriptions de capacités prévues pour le réseau régional prennent en compte, d'une part, une prévision des souscriptions normalisées des capacités aux PITD et, d'autre part, une prévision des souscriptions de capacités pour les consommateurs directement raccordés au réseau de transport.
Souscriptions normalisées des capacités de livraison aux PITD :
Les souscriptions de capacités réalisées pour la période 2009-2010 par le mécanisme de souscriptions normalisées aux PITD sont inférieures aux prévisions de 2,5 %.
Après prise en compte de l'analyse de l'hiver 2009-2010 menée par TIGF, la CRE retient une prévision pour la période 2011-2012 inférieure de 1,1 % aux souscriptions réalisées sur la période 2009-2010.
Souscriptions de capacités de livraison pour les consommateurs directement raccordés au réseau de transport ( "clients industriels" ) de TIGF :
La mise à jour de la prévision de souscriptions de capacités de livraison pour la période 2011-2012 a été établie à partir des souscriptions de capacités réalisées en 2009 et estimées pour 2010 et des prévisions d'évolution de la consommation pour 2011 et 2012.
Les capacités de livraison souscrites pour la période 2009-2010 par les clients industriels sont inférieures aux prévisions de 23,1 %, en raison de la fermeture en 2010 d'un site industriel important dans la zone TIGF.
La CRE retient une prévision pour 2011 et 2012 égale à la valeur constatée en 2010, soit une diminution de 8,9 % par rapport à la période 2009-2010.
Evolution des souscriptions sur le réseau régional :
Au global, les prévisions de souscriptions de capacités pour la période 2011-2012 sur le réseau régional sont en baisse de 0,7 % par rapport aux souscriptions réalisées pour la période 2009-2010.

5.3. Evolution globale des souscriptions de capacités
sur le réseau de TIGF

Au global, les prévisions de souscriptions de capacités de transport pour la période 2011-2012 sont en moyenne en hausse de 1,9 % par rapport aux souscriptions réalisées lors de la période 2009-2010.

6. Evolution moyenne du tarif de TIGF

Pour la période 2011-2012, le revenu autorisé de TIGF diminue de 6,7 % et les souscriptions de capacités augmentent de 2,2 % par rapport aux prévisions tarifaires 2009-2010. Il en résulte une baisse du tarif unitaire moyen de TIGF de 8,9 %, soit une baisse au 1er avril 2011 de 10,18 %.

IV. ― Structure des tarifs

1. Service de flexibilité intrajournalière
   pour les sites fortement modulés

De nombreux projets de centrales de production d'électricité à partir de gaz naturel (CCCG) ont fait l'objet d'un contrat de raccordement auprès de GRTgaz pour des mises en service prévues entre 2009 et 2015.
Ces centrales de production d'électricité ont un rôle important pour le bon fonctionnement du système électrique, dans la mesure où elles contribuent à l'ajustement de l'offre à la demande (en semi-base et pointe) et à la réduction des émissions de CO2 du parc de production électrique. Ces centrales sont également un facteur de dynamisme du marché gazier.
Cependant, compte tenu de leur niveau de consommation de gaz et de leur besoin de flexibilité en cours de journée, des contraintes sur le fonctionnement des réseaux de transport de gaz ont été identifiées dès 2008 par les GRT.
Dans ce cadre, par délibération du 30 avril 2009, la CRE a confirmé le maintien d'un équilibrage journalier sur les réseaux de transport de gaz français et a indiqué qu'il revient aux GRT d'utiliser de façon optimale les ressources de flexibilité intrajournalière disponibles sur l'ensemble des infrastructures gazières pour répondre aux besoins des utilisateurs du réseau. En outre, la CRE a demandé :
― à GRTgaz et TIGF de réaliser une étude technico-économique sur la capacité de l'ensemble des infrastructures gazières à répondre aux besoins de flexibilité intrajournalière des centrales de production d'électricité prévues. Les résultats de cette étude ont été communiqués dans le cadre de la Concertation gaz (5) en mars 2010 ;
― à la Concertation gaz de lui proposer, si nécessaire, de nouvelles règles d'acheminement et d'équilibrage, ainsi que les modalités de déclaration la veille pour le lendemain et de redéclarations éventuelles en cours de journée du programme horaire de consommation de gaz des centrales de production d'électricité.
Dans la présente proposition tarifaire, la CRE introduit un service de flexibilité intrajournalière pour tous les sites fortement modulés quel que soit leur usage du gaz.
Cette proposition fait suite à deux années de travaux de concertation associant l'ensemble des acteurs concernés : administration, opérateurs d'infrastructures de gaz et d'électricité, producteurs d'électricité, fournisseurs de gaz, consommateurs industriels, etc. Elle s'inscrit dans le cadre général d'un équilibrage journalier pour le marché du gaz en France, dans lequel il revient aux transporteurs de gaz de répondre aux besoins de flexibilité intrajournalière des utilisateurs des réseaux dans des conditions transparentes et non discriminatoires.
Ce nouveau cadre donne de la visibilité sur les conditions d'accès aux réseaux de transport de gaz pour les sites fortement modulés.

(5) http://www.concertationgaz.com/multimedia/medias/11_634048482980000000.pdf.