1. Cadre juridique et compétence de la CRE

Les dispositions des articles L. 134-2, 4° du code de l'énergie donnent compétence à la CRE pour préciser « les conditions d'utilisation des réseaux de transport […] de gaz naturel […] y compris la méthodologie d'établissement des tarifs d'utilisation de ces réseaux […] et les évolutions tarifaires. »
Les dispositions des articles L. 452-1, L. 452-2 et L. 452-3 du code de l'énergie encadrent les compétences tarifaires de la CRE.
Les dispositions de l'article L. 452-1 prévoient notamment que ces tarifs « sont établis de manière transparente et non discriminatoire afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires des réseaux de transport et les opérateurs des infrastructures de stockage […], dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'opérateurs efficaces. Ces coûts tiennent compte des caractéristiques du service rendu et des coûts liés à ce service, y compris des obligations fixées par la loi et les règlements ainsi que des coûts résultant de l'exécution des missions de service public et des contrats mentionnés au I de l'article L. 121-46. »
Les dispositions de l'article L. 452-2 prévoient que la CRE fixe les méthodes utilisées pour établir les tarifs d'utilisation des réseaux de gaz naturel.
Les dispositions de l'article L. 452-3 disposent également que la CRE « procède, selon des modalités qu'elle détermine, à la consultation des acteurs du marché de l'énergie. »
Par ailleurs, les dispositions de l'article L. 452-3 disposent que « La Commission de régulation de l'énergie délibère sur les évolutions tarifaires ainsi que sur celles des prestations annexes réalisées exclusivement par les gestionnaires de ces réseaux ou de ces installations avec, le cas échéant, les 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. Ces délibérations […] peuvent prévoir un encadrement pluriannuel de l'évolution des tarifs ainsi que des mesures incitatives appropriées à court ou long terme pour encourager les opérateurs à améliorer leurs performances liées, notamment, à la qualité du service rendu, à l'intégration du marché intérieur du gaz, à la sécurité d'approvisionnement et à la recherche d'efforts de productivité. »
Le tarif actuel d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel des gestionnaires de réseaux de transport GRTgaz et Teréga dit « tarif ATRT7 », est entré en vigueur le 1er avril 2020.
La délibération ATRT7 prévoit une mise à jour au 1er avril de chaque année de la grille tarifaire des deux GRT (cf. 5.2).
Par la présente délibération, la CRE :

- modifie certains éléments de la structure et du cadre tarifaires du tarif ATRT7, et ;
- fixe la grille tarifaire qui entrera en vigueur le 1er avril 2023 dans la cadre de la troisième évolution annuelle de l'ATRT7.

2. Cadre de l'évolution tarifaire au 1er avril 2023
   2.1. Rappels des principes généraux en vigueur dans l'ATRT7

La délibération du 23 janvier 2020 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et de Teréga fixe pour la période tarifaire un certain nombre de paramètres, notamment :

- la trajectoire des charges d'exploitation ;
- la trajectoire des charges de capital normatives ;
- les principes de construction du revenu autorisé des opérateurs et de leur mise à jour annuelle ;
- les principes d'évolution des différents termes tarifaires du réseau de transport à l'occasion des mises à jour tarifaires.

Par ailleurs, la délibération ATRT7 met en place des mécanismes de régulation incitative portant sur quatre volets différents :

- une régulation incitative des dépenses d'investissements :
- incitation à la maîtrise des dépenses d'investissements « hors réseaux », avec l'introduction d'un mécanisme incitatif de TOTEX pour les charges relatives au SI de Teréga ;
- renforcement de l'incitation à la maîtrise des coûts des projets d'investissement du réseau de transport, avec la fixation systématique d'un budget-cible pour les projets de plus de 20 M€, et sur décision de la CRE pour les autres projets ;
- une régulation incitative des charges d'exploitation : les charges nettes d'exploitation des GRT évoluent chaque année selon l'inflation à partir du niveau retenu pour 2020. Les gains ou les pertes de productivité qui pourraient être réalisés par rapport à cette trajectoire sont conservés par chaque GRT à l'exception des natures de charges et recettes couvertes en tout ou partie par le CRCP ;
- une régulation incitative de la qualité de service, qui a pour objectif d'améliorer la qualité du service rendu aux utilisateurs des réseaux de transport dans les domaines jugés importants pour le bon fonctionnement du marché ;
- une régulation incitative des dépenses de recherche, de développement et d'innovation (R&D&I) : les montants alloués à la R&D&I et qui n'auraient pas été engagés seront restitués aux utilisateurs en fin de période tarifaire via le CRCP. En cas de dépassement par les GRT de la trajectoire fixée pour quatre ans, les écarts resteront à leur charge. Les opérateurs peuvent demander une révision de la trajectoire prévisionnelle fixée dans l'ATRT7 dans le cadre de la mise à jour de mi-période tarifaire.

2.2. Rappel des principes de mise à jour tarifaire

La délibération ATRT7 prévoit une mise à jour au 1er avril de chaque année de la grille tarifaire des deux GRT. Cette mise à jour se fonde sur les éléments suivants :

- la mise à jour de la trajectoire du revenu autorisé définie pour quatre ans, qui est constituée de :
- la trajectoire des charges de capital normatives définie par la CRE dans la délibération ATRT7 ;
- la trajectoire des charges nettes d'exploitation fixée par la CRE dans la délibération ATRT7 et mise à jour de l'inflation ;
- l'annuité prévisionnelle du reversement de Teréga à GRTgaz au titre d'une partie des recettes perçues au point de sortie PIR Pirineos, telle que définie dans la délibération ATRT7 ;
- le terme de lissage du revenu autorisé sur quatre ans, correspondant à l'écart annuel entre la trajectoire des recettes prévisionnelles et le revenu autorisé prévisionnel du GRT, tel que défini dans la délibération ATRT7 ;
- l'apurement du solde du CRCP de chaque GRT, calculé au 31 décembre de l'année N - 1 ;
- les autres évolutions éventuelles de la structure tarifaire fixées par la CRE, notamment dans le cadre de la mise en œuvre des codes de réseau européens et de l'évolution de l'offre des GRT.

La mise à jour de mi-période prévoit également la possibilité pour les GRT de demander une révision de la trajectoire prévisionnelle des charges d'exploitation de R&D&I.
L'évolution de la grille tarifaire annuelle prend en compte un coefficient « k » qui vise à apurer, au 31 décembre de l'année N, le solde du CRCP constaté au 31 décembre de l'année N - 1. Ce coefficient est plafonné à +/- 2 % et est déterminé de manière à ce que l'évolution tarifaire effectivement mise en œuvre permette de couvrir pour chaque GRT, dans la limite du plafonnement à +/- 2 %, le revenu autorisé prévisionnel lissé mis à jour et le solde du CRCP.
Lors de la mise à jour tarifaire annuelle, le calcul du CRCP de chaque opérateur aboutit à un coefficient « kGRTgaz » pour GRTgaz et « kTeréga » pour Teréga, ces deux termes n'ayant aucune raison d'être identiques.
Toutefois, le tarif ATRT7 prévoit que l'évolution annuelle soit identique pour tous les termes tarifaires du réseau principal. Cette évolution uniforme est nécessaire pour préserver au cours de la période tarifaire l'équilibre entre la part des coûts du réseau principal portée par les utilisateurs effectuant du transit et celle portée par les utilisateurs alimentant la consommation nationale.
En conséquence, les termes du réseau principal évoluent chaque année du même coefficient national, dit « knational », correspondant à la moyenne pondérée par les souscriptions de capacités des coefficients kGRTgaz et kTeréga.
Les termes du réseau régional de GRTgaz évoluent du coefficient kGRTgaz, et ceux du réseau régional de Teréga évoluent du coefficient kTeréga.
Enfin, un reversement entre les deux GRT permet de compenser les écarts de recettes induits par l'application d'un coefficient moyen knational sur les termes du réseau principal.
Le tarif évolue ainsi le 1er avril de chaque année, selon les principes suivants :

- pour les termes tarifaires du réseau principal en vigueur au 31 mars de l'année N, du pourcentage de variation suivant :

Z = IPC + X + knational
Où :

- Z est la variation de la grille tarifaire au 1er avril de l'année N, exprimée en pourcentage et arrondie à 0,01 % près ;
- IPC est, pour un ajustement de la grille tarifaire au 1er avril de l'année N, le taux d'inflation prévisionnel pour l'année N pris en compte dans le projet de loi de finances de l'année N ;
- X est le facteur d'évolution annuel sur la grille tarifaire du réseau principal, égal à - 0,36 % ;
- knational est l'évolution de la grille tarifaire, en pourcentage, plafonné à +/- 2 %, correspondant à la moyenne pondérée par les recettes de souscriptions de capacités des coefficients kGRTgaz et kTeréga.

Par exception, l'évolution des termes relatifs aux PIR s'applique à partir du 1er octobre de chaque année.

- pour les termes tarifaires du réseau régional de GRTgaz en vigueur au 31 mars de l'année N, du pourcentage de variation suivant :

ZGRTgaz = IPC + XGRTgaz + kGRTgaz
Où :

- ZGRTgaz est la variation de la grille tarifaire au 1er avril de l'année N, exprimée en pourcentage et arrondie à 0,01 % près ;
- IPC est, pour un ajustement de la grille tarifaire au 1er avril de l'année N, le taux d'inflation prévisionnel pour l'année N pris en compte dans le projet de loi de finances de l'année N ;
- XGRTgaz est le facteur d'évolution annuel sur la grille tarifaire du réseau régional de GRTgaz, égal à - 0,18 % ;
- kGRTgaz est l'évolution de la grille tarifaire, en pourcentage, plafonné à +/- 2 %, provenant principalement de l'apurement du solde du CRCP de GRTgaz ;
- pour les termes tarifaires du réseau régional de Teréga en vigueur au 31 mars de l'année N, du pourcentage de variation suivant :

ZTeréga = IPC + XTeréga + kTeréga
Où :

- ZTeréga est la variation de la grille tarifaire au 1er avril de l'année N, exprimée en pourcentage et arrondie à 0,01 % près ;
- IPC est, pour un ajustement de la grille tarifaire au 1er avril de l'année N, le taux d'inflation prévisionnel pour l'année N pris en compte dans le projet de loi de finances de l'année N ;
- XTeréga est le facteur d'évolution annuel sur la grille tarifaire du réseau régional de Teréga, égal à - 1,34 % ;
- kTeréga est l'évolution de la grille tarifaire, en pourcentage, plafonné à +/- 2 %, provenant principalement de l'apurement du solde du CRCP de Teréga.

Par exception, ces modalités d'évolution ne s'appliquent ni au timbre d'injection biométhane, ni aux tarifs d'accès au PEG, qui restent constants.
Les recettes prévisionnelles résultant de l'application des grilles tarifaires effectivement mises en œuvre sur cette période sont fondées sur les souscriptions prévisionnelles considérées dans la délibération ATRT7.
Enfin, la délibération ATRT7 prévoit que les trajectoires de références des postes suivants sont mises à jour annuellement :

- les charges d'énergie motrice et les achats et ventes de quotas de CO2 ;
- les charges de consommables (THT) ;
- les recettes d'acheminement perçues sur le réseau principal amont en entrée aux interconnexions (PIR) et depuis les terminaux méthaniers (PITTM) ;
- les recettes tirées de l'accès et des transactions au PEG (point d'échange de gaz) ;
- les recettes des services d'équilibrage Alizés pour GRTgaz et SET pour Teréga ;
- les recettes perçues en application des mécanismes UIOLI (Use it or lose it) et UBI (Use it and buy it) ;
- les recettes issues de la vente aux enchères de capacités quotidiennes.

La présente délibération fixe donc les trajectoires de ces postes pour l'année 2023 (cf. 4.4). L'écart entre la trajectoire mise à jour de ces postes et le réalisé sera couvert à 80 % au CRCP, hormis les charges d'énergie motrice et les achats et ventes de quotas de CO2, pour lesquels cet écart sera couvert à 90 % au CRCP dans la limite de +/- 50 % de la trajectoire prévisionnelle, puis à 100 % au CRCP au-delà (voir partie 3.2). L'écart entre la trajectoire mise à jour et la trajectoire initiale est couvert à 100 % au CRCP

3. Modifications du cadre et de la structure du tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTGAZ et TERÉGA

La conjoncture a profondément changé depuis l'entrée en vigueur du tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel ATRT7 en avril 2020. L'invasion russe en Ukraine et la très forte réduction des importations de gaz russe en Europe ont largement modifié le fonctionnement physique du système gazier européen et ont engendré une forte hausse des prix et de la volatilité sur les marchés de l'énergie. Cela conduit la CRE à faire évoluer certains éléments de la structure et du cadre tarifaires pour, d'une part, accompagner les mesures visant à renforcer la sécurité d'approvisionnement et, d'autre part, adapter le tarif à ces nouvelles incertitudes. La CRE fait également évoluer d'autres éléments de structure et de cadre tarifaires, afin de permettre aux GRT d'offrir de nouveaux services aux utilisateurs de réseau. Ces modifications du tarif ATRT7 sont présentées ci-après.
Elles ont fait l'objet d'une consultation publique (3) présentant les évolutions envisagées pour les tarifs d'utilisation des réseaux de transport de gaz, des stockages et des terminaux méthaniers régulés, qui s'est tenue du 10 novembre au 2 décembre 2022. La CRE a reçu vingt-deux contributions : cinq de gestionnaires d'infrastructures, sept de fournisseurs, sept d'associations du secteur de l'énergie, et trois de particuliers. Les réponses à cette consultation publique sont publiées, le cas échéant dans leur version non confidentielle, sur le site internet de la CRE.

3.1. Modifications visant à améliorer la sécurité d'approvisionnement
3.1.1. Fixation du terme tarifaire et des règles de souscriptions au nouveau point d'entrée sur le réseau de GRTgaz pour le terminal méthanier flottant du Havre

Alors que les livraisons de gaz russe vers l'Europe ont fortement diminué, TotalEnergies LNG Services France (TELSF) envisage de mettre en service un terminal flottant de stockage et de regazéification de gaz naturel liquéfié (FSRU) au Havre. Ce terminal, d'une capacité de regazéification d'environ 5 Gm3 par an, devrait être mis en service en septembre 2023 pour une durée d'exploitation commerciale de cinq ans.
La mise en service de ce FSRU suppose la création d'un nouveau point d'entrée sur le réseau de transport français, dit « PITTM » (Point d'Interface Transport Terminal Méthanier). Le tarif ATRT7 doit ainsi être modifié, afin de définir le niveau du terme tarifaire associé à ce PITTM, ainsi que les règles de souscriptions au PITTM.
Le réseau de GRTgaz est relativement bien dimensionné pour accueillir une telle infrastructure, du fait de l'existence d'un terminal méthanier sur ce site jusqu'en 1990. Des travaux sont cependant nécessaires afin de raccorder le FSRU au réseau de GRTgaz. GRTgaz souhaite que les investissements correspondants soient amortis sur une durée de cinq ans, correspondant à la durée d'exploitation du terminal.
Concernant le tarif d'entrée sur le réseau de transport depuis le FSRU du Havre
Le tarif ATRT7 prévoit que les termes tarifaires en entrée aux PITTM français sont péréqués. Cela permet notamment aux expéditeurs de choisir le terminal le mieux placé et le plus compétitif en fonction de l'origine de leurs cargaisons. Le tarif en vigueur aux PITTM existants s'élève ainsi à 93,18 €/MWh/j/an. Il sera de 95,13 €/MWh/j/an à partir du 1er avril 2023 (cf. partie 5.2.1.3).
Dans la consultation publique, la CRE avait indiqué qu'elle envisageait de fixer le terme tarifaire du PITTM du Havre au même niveau que celui des PITTM existants. Cela permettrait de maintenir le principe de péréquation des termes tarifaires d'entrée sur le réseau français via les terminaux méthaniers, en vigueur depuis la mise en place de la régulation. Ce niveau suffira par ailleurs à s'assurer que les coûts de raccordement du FSRU au réseau de GRTgaz seront couverts par les recettes de souscriptions au PITTM du Havre pendant les cinq années d'exploitation du terminal, même si les capacités de ce dernier ne sont pas entièrement souscrites. Ainsi, aucun des terminaux méthaniers français ne bénéficiera d'avantage comparatif en raison du tarif d'entrée sur le réseau de transport.
Concernant les règles de souscription au PITTM du Havre
Le tarif ATRT7 prévoit les éléments suivants, concernant les règles de souscription aux PITTM existants :

- la détention de capacités de regazéification dans un terminal méthanier entraîne le droit et l'obligation de souscrire des capacités d'entrée sur le réseau de transport, pour des durées et des niveaux correspondants. Aux PITTM de Montoir et de Fos (4), tout expéditeur ayant souscrit des capacités auprès des gestionnaires de terminaux méthaniers se voit attribuer par le gestionnaire de réseau de transport une capacité d'entrée journalière ferme, pour la période de souscription de capacités de regazéification correspondantes.
- dans le cas de souscriptions de capacités de regazéification entrant dans le cadre de la programmation annuelle du terminal (notamment, annuelles ou pluriannuelles), le niveau de capacité d'entrée journalière ferme attribué correspond à une quote-part de la capacité journalière ferme de regazéification du terminal. Cette quote-part est déterminée par le ratio :
- de la capacité annuelle de regazéification souscrite par l'expéditeur au niveau du terminal ;
- sur la capacité technique ferme totale annuelle de regazéification de ce terminal.

La capacité journalière ferme de regazéification est égale à 113,5 % de la capacité de déchargement moyenne journalière dans le terminal.

- dans le cas de souscriptions de capacité de regazéification en spot, l'expéditeur se voit attribuer un bandeau de capacité ferme d'entrée sur la période de sa souscription. Le niveau de capacité attribué correspond à la quantité de capacité de regazéification souscrite, exprimée en GWh ;
- un expéditeur ayant de la capacité souscrite à un PITTM peut augmenter ou diminuer sa capacité souscrite du jour suivant, à condition de conserver l'intégralité du niveau de capacité initialement souscrit sur la période concernée (durée de la souscription ou année calendaire, si la souscription a une durée supérieure à un an) ;
- le GRT calcule, pour chaque expéditeur, les émissions journalières. Si elles excèdent, pour un jour donné, la capacité détenue par l'expéditeur, le GRT facture à ce dernier une souscription de capacité journalière supplémentaire, égale à la différence positive entre l'émission journalière et la capacité attribuée par l'expéditeur, au tarif de la capacité quotidienne ;
- les expéditeurs ont la possibilité de céder leurs capacités aux PITTM sans frais ;
- toute capacité souscrite à un PITTM pour le mois M et que l'expéditeur ne compte finalement pas utiliser peut être transférée après le 20 du mois M - 1 à un autre PITTM sur ce mois M. Le coût de ce transfert correspond à 10 % du prix initial de la nouvelle capacité souscrite.

Dans la consultation publique, la CRE a indiqué ne pas avoir identifié de raison justifiant un traitement différent pour le FSRU du Havre, et qu'elle envisageait donc d'étendre ces règles de souscription au PITTM du Havre.
Concernant la durée d'amortissement des investissements liés au raccordement du FSRU
En cohérence avec la durée d'exploitation envisagée par TELSF, GRTgaz demande que les investissements liés au raccordement du FSRU soient amortis sur cinq ans. L'opérateur indique que cela ne préjuge pas de la possibilité d'utiliser les actifs au-delà de cette période si besoin.
Dans la consultation publique, la CRE a estimé pertinente la proposition de GRTgaz, car elle permet d'éviter le risque de coûts échoués pour les utilisateurs du réseau. Elle avait donc indiqué envisager de fixer la durée d'amortissements des investissements liés au raccordement du FSRU à cinq ans.
Synthèse des réponses à la consultation publique
En dehors d'un particulier qui ne partage pas les propositions de la CRE, tous les acteurs qui se sont prononcés sur ces questions sont favorables aux propositions de la CRE en ce qui concerne le tarif d'entrée au PITTM du Havre, les règles de souscriptions au PITTM et la durée d'amortissement des investissements liés au raccordement du FSRU au réseau de GRTgaz.
Un acteur regrette que le résultat du test économique permettant d'affirmer que les coûts de raccordement seront couverts par les revenus de souscription au PITTM n'ait pas été publié.
Un acteur souhaiterait que les investissements permettant d'acheminer du gaz en provenance du FSRU quelle que soit la configuration du réseau soient couverts par le tarif. Un autre acteur souhaiterait que la réouverture du stockage de St Clair sur Epte et son maillage avec le stockage de Gournay soient envisagés.
Deux acteurs souhaiteraient que les acteurs disposant de capacités de regazéification puissent réserver de manière séparée les capacités d'entrée sur le réseau de transport, en raison de la possibilité de faire appel à d'autres services que ceux liés au GNL regazéifié aux terminaux.
Analyse de la CRE
La CRE maintient son analyse et ses propositions concernant le tarif d'entrée sur le réseau de transport au PITTM du Havre, les règles de souscription au PITTM, et la durée d'amortissement des investissements liés au raccordement du FSRU.
En ce qui concerne la capacité d'entrée au PITTM du Havre, la CRE précise que la capacité d'entrée sur le réseau de transport de gaz est en cours de détermination par GRTgaz, et dépendra notamment du niveau de la consommation de gaz naturel dans la zone. Des études sont en cours afin de déterminer les éventuelles adaptations supplémentaires du réseau qui seraient nécessaires afin d'augmenter cet exutoire. Les investissements correspondants seront le cas échéant examinés par la CRE dans le cadre de l'exercice d'approbation du programme d'investissement de GRTgaz pour 2023.
GRTgaz rappelle par ailleurs que le niveau de capacité d'entrée journalière ferme attribué aux expéditeurs est limité par la capacité technique ferme au PITTM, comme cela est déjà stipulé dans le contrat d'acheminement de GRTgaz pour les PITTM de Fos et de Montoir.
La CRE demande à GRTgaz d'assurer la capacité d'entrée sur le réseau de transport depuis le terminal du Havre la plus élevée et stable dans le temps possible.

3.1.2. Evolution du rabais du tarif appliqué aux points d'interface transport stockage (PITS)

Le niveau des termes d'utilisation des points d'interface transport stockage (PITS) a été fixé par la CRE dans sa délibération tarifaire du 23 janvier 2020 (ATRT7), puis a été mis à jour chaque année. La somme des termes à l'injection et au soutirage s'établit actuellement à 30,12 € / MWh/j / an en intégrant un rabais de 80 % (5).
Dans leur réponse à la consultation publique organisée par la CRE du 13 juillet au 5 septembre 2022 sur les modalités de commercialisation des capacités de stockage de gaz naturel à compter d'octobre 2022 (6), deux fournisseurs, une association et un opérateur d'infrastructure ont demandé une mise à zéro du tarif d'utilisation des PITS, afin de faciliter la vente des capacités de stockage en cas de conditions de marché défavorables.
La valeur économique du stockage découle au premier ordre de l'écart de prix du gaz entre l'été, période d'injection dans les stockages où les consommations sont plus faibles, et l'hiver, période de soutirage des stockages où le chauffage augmente la consommation. Le contexte géopolitique a engendré des tensions sur les marchés telles que le prix du gaz pendant la saison d'injection était souvent supérieur au prix des contrats à terme pour l'hiver 2022-2023. Cette situation de marché a rendu plus difficile la commercialisation des capacités de stockage 2022-2023 menée par les opérateurs de stockage entre novembre 2021 et juin 2022.
La CRE observe que ce phénomène se répète cette année, avec un différentiel entre les prix à terme pour l'été 2023 et pour l'hiver 2023-2024 demeurant problématique pour commercialiser les capacités de stockage. De ce fait, certaines capacités sont restées invendues lors des premières enchères de stockage pour les capacités 2023-2024.
Une mise à zéro des termes au PITS permettrait de réduire le coût global de la capacité de stockage et favoriserait la souscription des capacités de stockage en diminuant l'écart de prix du gaz entre l'hiver et l'été à partir duquel il devient économiquement rentable de stocker du gaz. Cette mise à zéro renforcerait donc la sécurité d'approvisionnement française.
Par ailleurs, cette diminution du coût du stockage, de l'ordre de 0,3 à 0,7 €/MWh, conduirait mécaniquement à une meilleure valorisation des capacités par le marché et à une hausse des recettes des ventes aux enchères des capacités de stockage (excepté pour les ventes au prix de réserve). Cette hausse des revenus d'enchères permettrait aux opérateurs de stockage de couvrir une plus grande partie de leurs coûts directement grâce à leurs ventes. Elle viendrait donc réduire le terme de compensation stockage (TTS) appliqué aux points de livraison des réseaux de transport pour collecter la partie du revenu autorisé des opérateurs de stockage qui ne peut être couverte par les recettes d'enchères. Cette mesure n'engendrerait donc pas de coût supplémentaire pour les expéditeurs et les consommateurs.
Enfin, la mise à zéro des termes aux PITS conduirait à une baisse de recette de souscription pour les GRT. En 2022, ces recettes ont représenté pour GRTgaz et Teréga environ 2 % et 4 % de leur revenu autorisé respectif. Les recettes de souscription ayant été fixées pour la période tarifaire ATRT7, ces recettes plus faibles viendront augmenter les montants devant être recouvrés via le CRCP. L'impact généré sur le solde du CRCP de cette perte de recettes apparaît limité.
Le contexte actuel impose de maximiser les souscriptions de capacité dans les stockages pour garantir la sécurité d'approvisionnement française. La CRE a donc proposé, dans la consultation publique de mettre en place un rabais de 100 % pour les termes aux PITS, ou, a minima sur les PITS des stockages les moins performants.
Synthèse des réponses à la consultation publique
La majorité des acteurs ayant répondu à la consultation publique de la CRE est favorable à l'introduction d'un rabais de 100 % sur le tarif des PITS. La moitié de ces acteurs est favorable à un rabais appliqué à l'ensemble des PITS, l'autre moitié à un rabais appliqué aux stockages les moins performants.
Un opérateur d'infrastructure de stockage indique que l'application d'un rabais sur certains stockages uniquement pourrait rendre plus difficile la commercialisation de produits additionnels lents ou contraints sur les PITS sur lesquels le rabais ne s'applique pas.
Un autre acteur considère qu'appliquer un rabais également aux stockages les plus performants ne générerait que des souscriptions supplémentaires marginales pour les stockages, tout en conduisant à une perte de revenus importante pour les GRT.
Les GRT souhaitent que cette mesure soit limitée dans le temps. L'un d'entre eux souhaiterait que son impact sur le revenu autorisé soit pris en compte ex ante dans les souscriptions prévisionnelles plutôt que ex post via le CRCP.
Plusieurs acteurs indiquent que la mise en place de prix de réserve négatifs pour la commercialisation des stockages permettrait d'assurer la souscription des capacités.
Enfin, un de ces acteurs demande aux pouvoirs publics de tenir rapidement une réunion de concertation avec les acteurs de marché, afin de travailler sur des mesures permettant de garantir le remplissage des stockages.
Analyse de la CRE
La CRE maintient son analyse concernant le besoin de mettre en place à partir du 1er avril 2023 un rabais de 100 % aux PITS afin de faciliter la souscription des stockages et de garantir la sécurité d'approvisionnement. La mise en œuvre d'un tel rabais sur les stockages les plus performants ne semble cependant pas nécessaire pour garantir leur remplissage. Afin de minimiser l'impact sur les recettes des GRT, il ne sera ainsi appliqué qu'aux PITS Nord-Est (correspondant au produit Serene Nord de Storengy) et PITS Atlantique (produit Serene Atlantique de Storengy), qui regroupent les stockages les moins performants (c'est-à-dire ceux dont les durations à l'injection et au soutirage sont les plus longues).
Par ailleurs, concernant la demande de certains acteurs d'une vente à prix négatif des capacités de stockage, la CRE rappelle qu'elle est particulièrement attentive à la bonne commercialisation des stockages et qu'elle proposera si nécessaire des mesures supplémentaires.

3.2. Modification de la régulation incitative applicable aux charges d'énergie des GRT

Description du cadre existant et analyse de son adéquation aux conditions de marché actuelles
Les variations des prix de l'électricité et du gaz et de la consommation d'énergie, ainsi que les achats et ventes de quotas de CO2, ne sont que partiellement maîtrisables par les opérateurs d'infrastructures gazières. Ces charges sont donc incluses dans le périmètre du CRCP des opérateurs de chaque infrastructure régulée. Pour inciter les opérateurs à maitriser ce poste de charge important tout en reflétant son caractère partiellement maîtrisable, la délibération ATRT7 prévoit que les écarts réalisés sur ce poste par rapport à la trajectoire de référence établie l'année N - 1 sont couverts à 80 % par le CRCP. Les 20 % restants restent à la charge ou au bénéfice de l'opérateur. La trajectoire de référence est mise à jour annuellement, de façon à prendre en compte, d'une part, les évolutions des prix de l'électricité et du gaz, et d'autre part, des prévisions actualisées des quantités d'électricité et de gaz consommées. L'écart entre la trajectoire mise à jour et la trajectoire tarifaire définie dans la délibération ATRT7 est couvert à 100 % au CRCP.
Avant 2021, les achats d'énergie représentaient déjà un poste de dépense important pour tous les opérateurs d'infrastructures gazières. Avec la hausse des prix de gros constatée depuis fin 2021, le poids financier de ce poste dans les revenus autorisés des opérateurs d'infrastructures gazières est en forte augmentation. De plus, la forte volatilité des marchés de l'énergie rend plus difficiles les prévisions de prix pour définir les trajectoires de référence des charges correspondant aux consommations de gaz, d'électricité et de quotas de CO2. Conserver une couverture à 80 % des charges d'énergie aux CRCP des différents opérateurs aurait fait peser le risque de voir apparaître des bonus ou des malus très importants pour les opérateurs indépendamment de leur performance de gestion.
Dans ce contexte, les opérateurs ont demandé à plafonner les bonus et malus liés à leur consommation d'énergie ou à n‘être incités qu'à maîtriser les quantités d'énergie consommées sans prendre en compte les prix de l'électricité et du gaz. Les opérateurs considèrent en effet que ces prix sont susceptibles de varier trop fortement par rapport aux prévisions au cours de la période tarifaire, malgré la mise à jour de la trajectoire chaque année en fin d'année N-1.
Proposition de la consultation publique
Compte tenu de l'augmentation actuelle des prix de marché du gaz et de l'électricité, la CRE considère opportun de faire évoluer la régulation incitative pour limiter les niveaux de bonus/malus des opérateurs. Néanmoins, la CRE considère que les opérateurs doivent continuer à être incités à maîtriser leurs charges et à optimiser leur consommation énergétique.
Pour adapter la régulation incitative des charges d'énergies, la CRE a initialement proposé dans le cadre de la consultation publique :

- d'une part, d'augmenter à 90 % (contre 80 % actuellement) la part des écarts par rapport à la trajectoire de référence des charges d'énergie couverte par le tarif via le CRCP ;
- d'autre part, de plafonner le montant des bonus/malus induits par ce poste « Energie » avec un plafond de l'ordre de 1 % du revenu autorisé de chaque opérateur.

Synthèse des réponses à la consultation publique
L'ensemble des répondants est favorable à l'adaptation de la régulation incitative des charges d'énergie compte tenu de l'évolution récente des prix de marché du gaz et de l'électricité.
L'ensemble des acteurs qui se sont prononcés est favorable à la proposition d'augmenter la couverture par le CRCP des écarts sur les charges d'énergie à 90 % contre 80 % actuellement. Un gestionnaire d'infrastructure et un syndicat souhaitent un taux aussi proche que possible de 100 %.
S'agissant du plafonnement du bonus/malus associé à ce poste, quatre gestionnaires d'infrastructure souhaitent un plafonnement de l'incitation similaire à celui prévu par le tarif d'utilisation des réseaux publics de transport d'électricité pour les pertes. Ils proposent ainsi un plafonnement à 0,3 % du revenu autorisé de chaque opérateur ou à environ 3 % du niveau des charges d'énergie prévues lors de l'établissement des tarifs.
Un gestionnaire d'infrastructure souhaite une couverture intégrale des charges d'énergie assortie d'une incitation plafonnée en volume en fonction du taux d'utilisation de ses installations.
Analyse de la CRE
La CRE souhaite maintenir une incitation suffisante pour que les GRT maîtrisent leurs charges d'énergie. Cette incitation ne doit toutefois pas devenir disproportionnée du fait d'une évolution des prix de l'énergie trop différente des hypothèses retenues.
Compte tenu des réponses à la consultation publique, la CRE considère qu'une couverture par le CRCP de 90 % des écarts constatés sur les charges d'énergie concilie bien ces deux objectifs. Conformément à la proposition soumise à consultation publique, la CRE considère également qu'il est nécessaire de plafonner les bonus ou malus associés au poste « Energie » de GRTgaz et de Teréga. Néanmoins, la CRE partage l'analyse de plusieurs contributeurs suggérant que ce plafond doit être fixé en proportion des charges d'énergie prévues et non du revenu autorisé de l'opérateur.
La CRE retient une couverture des charges d'énergie :

- à 90 % par le CRCP pour la fraction de l'écart entre le réalisé et la trajectoire prévisionnelle de référence des charges d'énergies inférieure ou égale, en valeur absolue, à 50 % de la trajectoire prévisionnelle ;
- à 100 % par le CRCP pour la fraction de l'écart entre le réalisé et la trajectoire prévisionnelle de référence des charges d'énergies, en valeur absolue, au-delà de 50 % de la trajectoire prévisionnelle.

3.3. Autres modifications de l'offre des gestionnaires de réseau de transport
3.3.1. Modification des modalités de commercialisation de l'offre de capacité de conversion de gaz B en gaz H

Rappel du contexte de la zone B et de la proposition de GRTgaz
Une partie de la région des hauts de France est alimentée par du gaz naturel à bas pouvoir calorifique (gaz B). Cette zone (ci-après « zone B ») est progressivement convertie au gaz à haut pouvoir calorifique (gaz H) depuis 2018. Le plan de conversion a débuté par une phase pilote, qui a été lancée opérationnellement mi-2018. La phase de déploiement industriel a commencé en 2021 et s'achèvera en 2029. Dans le cadre de cette conversion, il est donc nécessaire d'alimenter en gaz B un nombre décroissant de consommateurs jusqu'en 2029, avec des infrastructures en gaz B de plus en plus réduites. Physiquement, l'alimentation en gaz B de cette zone est assurée presque exclusivement par un seul expéditeur, possédant un contrat de long-terme avec le principal producteur de gaz B aux Pays-Bas.
GRTgaz propose à cet expéditeur un service de conversion B vers H, réalisé grâce à des installations de conversion situées à Taisnières et permettant d'injecter une quantité limitée de gaz B sur le réseau de gaz H. Cette capacité de conversion de 70 GWh/j est commercialisée en tant que produit interruptible sur des maturités annuelles et mensuelles. Les capacités commercialisées sur des maturités quotidiennes et infra-journalières sont fermes. En entrée à Taisnières B, GRTgaz commercialise également 200 GWh/j de capacités fermes, ainsi que des capacités interruptibles. Les capacités quotidiennes souscrites en J-1 sont fermes. Les disponibilités de la capacité interruptible à Taisnières B dépendent du niveau programmé sur le service de conversion B H.
La conversion progressive de la zone B en gaz H a des effets sur l'exploitation du réseau de gaz B. La capacité disponible du service de conversion dépend du niveau de consommation de la zone B et des nominations sur les différents points d'entrée et de sortie. Si la consommation de la zone B peut être estimée de façon fiable la veille pour le lendemain par GRTgaz, ce n'est pas le cas des nominations au PITS gaz B et au PIR Taisnières B qui peuvent être modifiées en cours de journée par les expéditeurs. Dès lors, il n'est plus possible pour GRTgaz de proposer des capacités quotidiennes et infra-journalière fermes au service de conversion. GRTgaz a donc besoin d'ajuster en cours de journée la capacité disponible du service de conversion. La capacité interruptible au PIR Taisnières B n'étant disponible qu'à hauteur de la quantité de gaz B convertie en gaz H, celle-ci doit également être ajustée en cours de journée.
Sur le point d'entrée Taisnières B et sur le point de conversion B-H, GRTgaz propose donc la création de capacités interruptibles sur des maturités quotidiennes et infra-journalières. L'interruption de ces capacités quotidiennes et infra-journalière n'adviendrait que dans les cas où les conditions du CORe ne seraient pas remplies. Ces conditions restent quant à elles inchangées.
Synthèse des réponses à la consultation publique
La totalité des répondants est favorable à la création d'une offre de capacités interruptibles journalières et infra-journalières sur le service de conversion B-H et en entrée au PIR Taisnières B, ainsi qu'aux tarifs proposés par la CRE.
L'expéditeur concerné a demandé qu'un retour d'expérience soit réalisé a posteriori sur les taux de disponibilité effectifs de ces nouvelles capacités interruptibles.
Analyse de la CRE
La CRE maintient son analyse concernant la création de l'offre de capacités interruptibles journalières et infra-journalières sur le service de conversion B-H. Comme proposé dans le cadre de la consultation publique du 15 novembre 2022, la CRE fixe le tarif de cette capacité à 0,17 €/MWh/j.
La CRE maintient également son analyse concernant la création de l'offre de capacités interruptibles journalières et infra-journalières en entrée au PIR Taisnières B. Comme proposé dans le cadre de la consultation publique du 15 novembre 2022, la CRE fixe le tarif de cette capacité à 0,20 €/MWh/j.
La création de ces capacités sera effective le 1er avril 2023.
La CRE est favorable à la demande de l'expéditeur souhaitant que soit réalisé un retour d'expérience : elle demande à GRTgaz de réaliser cette analyse avant l'entrée à vigueur du prochain tarif ATRT8.

3.3.2. Extension aux clients raccordés au réseau de transport de Teréga de la souscription quotidienne à préavis court de capacités journalières de livraison

Des clients raccordés au réseau de Teréga, essentiellement agriculteurs, ont émis le souhait de pourvoir réserver des capacités journalières de livraison en cours de journée gazière pour pouvoir ajuster leurs réservations plus finement au cours de la journée en fonction des récoltes.
Le tarif ATRT7 prévoit, uniquement pour les clients raccordés au réseau de transport de GRTgaz, une offre de capacité quotidienne à préavis court pour livraison le jour J et pouvant être souscrite jusqu'à 14 heures le jour J. Teréga demande l'extension de ce dispositif aux clients raccordés à son réseau, mais sans appliquer de majoration tarifaire.
L'application aux clients de Teréga des modalités prévues par l'ATRT7 pour les souscriptions quotidiennes à préavis court de capacités journalières de livraison aurait pour effet de dégrader certaines conditions commerciales actuellement pratiquées.
En effet, la souscription quotidienne à préavis court de capacités journalières de livraison prévoit l'application :

- d'une majoration de 20 % du tarif lorsque la demande de souscription intervient après 9h00 le deuxième jour ouvré précédant le jour considéré par la demande et avant 20 heures le jour précédant le jour considéré par la demande ;
- d'une majoration de 30 % lorsque la demande de souscription intervient après 20 heures le jour précédant et jusqu'à 14 heures le jour considéré par la demande.

Aujourd'hui, les clients de Teréga, peuvent souscrire une capacité quotidienne jusqu'à 5 h 59 la veille du jour de livraison sans subir de majoration sur le tarif.
Synthèse des réponses à la consultation publique
Un certain nombre de répondants sont favorables à l'extension de ce service sans majoration tarifaire. D'autres acteurs y sont également favorables mais préconisent d'appliquer les mêmes majorations tarifaires que pour les clients de GRTgaz. Selon eux, ces majorations reflètent les surcoûts subis par les GRT pour répondre à des demandes tardives, et ont également pour but de dissuader les clients d'y avoir recours de façon abusive. Certains répondants recommandent également de mener une étude d'impact sur les coûts de ce service avant de l'autoriser sans majoration tarifaire.
Analyse de la CRE
Le besoin d'ajustement à la pointe des acteurs génère effectivement des surcoûts pour le GRT qui doit gérer ces nominations sans visibilité en amont. Sans majoration tarifaire, le surcoût associé est mutualisé dans le tarif de transport. Dans ce contexte, à la lecture des réponses à la consultation, la CRE considère qu'autoriser ce service sans majoration tarifaire pour les clients raccordés au réseau de Teréga peut emporter un risque de tarification insuffisante pour les acteurs optimisant leur capacité à la pointe.
La CRE étend le service de souscription à préavis court prévu dans la délibération ATRT7 aux clients raccordés au réseau de transport de Teréga, y compris l'application des majorations prévues qui ne s'appliqueront que pour les souscriptions ayant eu lieu après 5 h 59 la veille du jour de livraison, afin de ne pas dégrader les conditions commerciales appliquées aux clients de Teréga jusqu'ici.
La CRE demande à GRTgaz et Teréga de réaliser une étude d'impact sur les coûts et risques induits par ce service dans l'optique d'une harmonisation générale à l'entrée en vigueur du prochain tarif ATRT8.
Par ailleurs, pour des raisons de développement du système d'information de Teréga, l'extension aux clients raccordés au réseau de transport de Teréga de la souscription quotidienne à préavis court de capacités journalières de livraison ne sera mise en œuvre qu'à compter du 1er septembre 2023.

4. Paramètres et evolution du tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga au 1er avril 2023
   4.1. Revenu autorisé 2023 des GRT
   4.1.1. Charges de capital

La trajectoire de charges de capital normatives (CCN) est fixée pour la période tarifaire ATRT7. Les écarts éventuels entre les charges prévues et réalisées sont couverts à 100 % par le CRCP, à l'exception des charges relatives aux actifs dits « hors réseaux » pour lesquelles seul l'écart dû à l'inflation est pris en compte via le CRCP.

| Charges de capital normatives (CCN) prévisionnelles | 2020 | 2021 | 2022 | 2023 | |----------------------------------------------------------------------------------------------------------|--------------------------|--------------------------|--------------------------|--------------------------| | GRTgaz
dont CCN « hors réseaux » | 974,7
89,4 | 996,4
101,8 | 1 017,3
112,0 | 1 009,3
108,1 | |Teréga
dont CCN « hors réseaux - immobilier et véhicules »
dont CCN « systèmes d'information »|166,9
5,4
15,5|171,2
6,5
16,0|176,9
7,7
16,1|179,7
7,9
15,8|

4.1.2. Charges nettes d'exploitation pour 2023

Pour l'année 2023, les charges nettes d'exploitation (CNE) de référence retenues par la délibération ATRT7 étaient de 832,6 M€ pour GRTgaz et 85,9 M€ pour Teréga.
La délibération ATRT7 prévoit que les charges nettes d'exploitation pour l'année 2023 sont égales à la valeur de référence rappelée ci-dessus :

- divisée par l'inflation (7) prévisionnelle entre 2019 et 2023 prévue dans la délibération ATRT7 (soit 6,76 %) ;
- multipliée par l'inflation réalisée entre 2019 et 2021 ;
- multipliée par l'inflation réalisée entre 2021 et 2022, ou à défaut, sa meilleure estimation ;
- multipliée par l'inflation prévisionnelle pour l'année 2023, prise en compte dans le projet de loi de finances de l'année 2023.

A défaut de données réalisées sur l'inflation cumulée depuis 2019, la CRE :

- retient l'inflation réalisée entre 2019 et 2021 (soit 1,76 %) ;
- se fonde sur les derniers chiffres publiés par l'INSEE pour l'inflation 2022 : elle reprend le niveau d'inflation provisoire calculée à la fin du mois de novembre 2022, et prend comme hypothèse un indice d'inflation pour le mois de décembre égal à celui du mois de novembre (ce qui aboutit à une inflation de 5,35 % pour 2022) ;
- retient les hypothèses d'inflation du projet de loi de finances pour l'année 2023 (4,20 %).

Cela représente une inflation cumulée de 11,71 %. Les charges nettes d'exploitation sont donc fixées à 871,1 M€ pour GRTgaz et à 89,8 M€ pour Teréga.

|Charges nettes d'exploitation (CNE) - M€|2023
Délibération ATRT7|2023
Mise à jour de l'inflation|Evolution| |----------------------------------------|-----------------------------|-------------------------------------|---------| | GRTgaz | 832,6 | 871,1 | +38,5 | | Teréga | 85,9 | 89,8 | +4,0 |

L'écart entre l'inflation prévisionnelle pour les années 2022 et 2023 prise en compte par la CRE pour la mise à jour des charges nettes d'exploitation des GRT et l'inflation réellement constatée sera couvert à 100 % par le CRCP.

4.1.3. Calcul du CRCP

Le solde global du CRCP est calculé avant la clôture définitive des comptes annuels. Il est donc égal au montant à verser ou à déduire du CRCP (i) au titre de l'année écoulée, sur la base de la meilleure estimation des charges et recettes annuelles (dit CRCP estimé), et (ii) au titre de l'année précédente, par comparaison entre les charges et recettes réalisées et l'estimation qui en avait été faite un an plus tôt (dit CRCP définitif), auquel s'ajoute, le cas échéant, le solde du CRCP non apuré au titre des années antérieures.
Le montant à verser ou à déduire au CRCP est calculé par la CRE, pour chaque année écoulée, en fonction de l'écart du réalisé ou de son estimation, pour chaque poste concerné, par rapport aux montants de référence définis à l'annexe 8 de la délibération ATRT7. La quote-part de cet écart versée au CRCP est fixée dans la délibération ATRT7.

4.1.3.1. GRTgaz

Dans son dossier tarifaire, GRTgaz a estimé le solde du CRCP au 31 décembre 2022 à - 209,4 M€ à restituer aux utilisateurs (8). Ce solde est le résultat des principaux points suivants :

- le reliquat de CRCP antérieur actualisé (soit - 12,1 M€, à restituer aux utilisateurs) ;
- au titre de l'écart actualisé entre le solde estimé pour 2021 et le CRCP définitif 2021 (soit - 9,8 M€) :
- des charges d'énergie motrice très inférieures à l'estimé (- 23,9 M€) ;
- des recettes de raccordement de stations GNV supérieures à l'estimé (- 1,1 M€) ;
- d'une provision concernant la contestation par un client d'une partie de ses factures (+ 5,6 M€) ;
- des charges de capital supérieures à l'estimé (+ 2,8 M€) ;
- de l'impact de l'inflation sur les charges nettes d'exploitation, supérieur à l'estimé (+ 2,0 M€) ;
- des recettes provenant de tiers liées aux grands projets d'aménagement du territoire inférieures à l'estimé (+ 3,8 M€) ;
- des recettes liées aux produits de raccordement des unités de biométhane moins importantes qu'estimées (+ 1,5 M€).
- au titre du CRCP estimé pour 2022 (soit - 187,5 M€) :
- des recettes liées aux excédents d'enchères de capacités plus élevées qu'anticipé (- 154,6 M€). Ces recettes sont liées au retournement du schéma de flux observé à la suite de la diminution des livraisons de gaz russe à l'Union européenne ;
- des recettes d'acheminement supérieures à la prévision tarifaire (- 65,8 M€) ;
- des charges liées aux contrats avec les opérateurs adjacents inférieures à la prévision tarifaire (- 8,6 M€) ;
- des charges au titre de la conversion H/B inférieures à la prévision tarifaire (- 6,8 M€) ;
- des charges de capital supérieures à la prévision tarifaire (+ 29,2 M€) ;
- de l'actualisation du taux d'inflation entre 2020 et 2022 pour le calcul des charges nettes d'exploitation (+ 18,1 M€) ;
- des charges de consommables plus importantes que prévu (+ 2,7 M€) ;
- des charges d'énergies supérieures à la prévision tarifaire (+ 2,5 M€) ;
- de l'impact de la régulation incitative du projet pilote pour la conversion de la zone B (malus de 0,3 M€).

Le solde du CRCP au 31 décembre 2022 retenu par la CRE s'élève à - 240,6 M€ à restituer aux utilisateurs. L'écart par rapport à la demande de GRTgaz s'explique principalement par les ajustements suivants :

- au titre de l'écart actualisé entre le solde estimé pour 2021 lors des travaux de mise à jour 2022 de l'ATRT7 et le CRCP définitif 2021 (- 9,3 M€ à restituer aux utilisateurs par rapport à la demande de GRTgaz), notamment :
- la CRE ne retient pas la provision correspondant au remboursement du client ayant contesté ses factures, dans la mesure ou GRTgaz considère que la demande du client n'est pas recevable, et que GRT gaz n'a pas effectué de remboursement à ce stade (- 5,6 M€) ;
- la CRE neutralise dans le calcul du bonus lié à la régulation incitative des charges d'énergie la baisse des charges induite par l'équilibrage (écart par rapport à la trajectoire couvert à 100 % au lieu de 80 %), dans la mesure où cet effet est indépendant de la performance du GRT dans la gestion de ses charges d'énergie (- 3,4 M€) ;
- au titre du CRCP estimé pour 2022 (- 21,8 M€ à restituer aux utilisateurs par rapport à la demande de GRTgaz), notamment :
- la CRE modifie l'hypothèse d'inflation utilisée par GRTgaz pour la mise à jour de la trajectoire des charges d'exploitation (+ 14,5 M€ supplémentaire) afin de prendre en compte la dernière estimation à date de l'inflation 2022 (+ 5,35 %, contre + 3,46 % dans la demande de GRTgaz) ;
- la CRE met à jour les hypothèses de coûts de congestion (spread localisé) en raison des congestions créées par la baisse des flux au PIR Dunkerque en décembre 2022 (+ 26,2 M€) ;
- la CRE prend en compte sur les recettes de souscriptions de GRTgaz de l'impact de l'interruption de la vente des capacités de sortie à Obergailbach en raison de la situation de congestion du réseau au mois de décembre 2022 (+ 1,9 M€) ;
- la CRE prend en compte une nouvelle estimation des recettes liées aux excédents d'enchères pour l'année 2022 (- 60,4 M€) ;
- la CRE prend en compte une correction mécanique de l'effet de l'inflation sur les postes de charges d'exploitation couverts au CRCP par rapport à la demande de GRTgaz, liée à l'écart entre l'hypothèse d'inflation de GRTgaz et celle retenue par la CRE (- 3,7 M€).

GRTgaz - CRCP au 31 décembre 2022 (1/2)

| GRTgaz |Demande GRTgaz (M€)|Montants retenus
par la CRE (M€)| |---------------------------------------------------------------------------------------------------------|-------------------|----------------------------------------| | Reliquat CRCP antérieur actualisé | - 12,1 | - 12,1 | | Ecart entre le CRCP estimé pour 2021 au 1er avril 2022 et le CRCP réalisé pour 2021 | - 9,8 | - 19,1 | | dont recettes d'acheminement couvertes à 100 % | 4,1 | 4,1 | | dont recettes d'acheminement couvertes à 80 % | 1,6 | - 4,0 | | dont charges de capital normatives | 2,8 | 2,8 | | dont charges d'énergie | - 23,9 | - 27,2 | | dont écart d'OPEX dû à l'inflation | 2,0 | 1,9 | | dont charges de prestation de conversion H-B | - 0,1 | - 0,1 | | dont raccordement CCCG et TAC | - 0,1 | - 0,1 | | dont produits de prestations pour tiers liés aux grands projets d'aménagement | 3,8 | 3,8 | | dont produits de raccordement des unités de biométhane | 1,5 | 1,5 | | dont produits de raccordement des stations de GNV | - 1,1 | - 1,1 | |dont charges et produits contrats opérateurs adjacents (net hors ITC et hors contrat transit avec GRTgaz)| 1,4 | 1,4 | | dont reversement interopérateurs (ITC) | - 0,2 | - 0,2 | | dont charges de consommables | 0,4 | 0,4 | | dont reversement GRD-> GRTgaz (Opex associés aux rebours) | 0,1 | 0,1 |

GRTgaz - CRCP au 31 décembre 2022 (2/2)

| GRTgaz |Demande GRTgaz (M€)|Montants retenus
par la CRE (M€)| |-----------------------------------------------------------------------------|-------------------|----------------------------------------| | Ecarts estimés sur les charges et les produits pour 2022 | - 187,5 | - 209,3 | | dont recettes d'acheminement couvertes à 100 % | - 22,3 | - 22,3 | | dont excédents d'enchères de capacité | - 154,6 | - 215,0 | | dont recettes d'acheminement couvertes à 80 % | - 43,5 | - 41,6 | | dont charges de capital normatives | 29,2 | 29,2 | | dont charges d'énergie | 2,5 | 0,8 (*) | | dont contrat de transit interopérateurs | - 0,7 | - 1,3 (*) | | dont écart d'OPEX dû à l'inflation | 18,1 | 32,6 | | dont qualité de service | 1,5 | 1,5 | | dont charges de prestation de conversion H-B | - 6,8 | - 8,0 (*) | |dont produits de prestations pour tiers liés aux grands projets d'aménagement| 4,0 | 4,4 (*) | | dont coûts de traitement des congestions | - 0,4 | 25,8 | | dont raccordement des unités de biométhane | - 5,2 | - 5,1 (*) | | dont produits de raccordement des stations de GNV | - 0,8 | - 0,8 | | dont reversement interopérateurs (ITC) | 1,3 | 1,3 | | dont charges de consommables | 2,7 | 2,6 (*) | | dont reversement GRD-> GRTgaz (Opex associés aux rebours) | - 0,4 | - 0,4 | | dont contrats avec les opérateurs adjacents | - 8,6 | - 9,2 (*) | | dont régulation incitative des investissements | - 0,3 | - 0,3 | | Solde du CRCP au 31 décembre 2022 | - 209,4 | - 240,6 |

(*) l'ajustement de ces postes correspond à la correction mécanique de l'effet de l'inflation sur les postes de charges d'exploitation couverts au CRCP par rapport à la demande de GRTgaz, liée à l'écart entre l'hypothèse d'inflation de GRTgaz et celle retenue par la CRE.