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Article AUTONOME (Délibération n° 2017-281 du 21 décembre 2017 portant décision sur les tarifs péréqués d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des entreprises locales de distribution)

Données brutes

Article AUTONOME (Délibération n° 2017-281 du 21 décembre 2017 portant décision sur les tarifs péréqués d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des entreprises locales de distribution)

Participaient à la séance : Jean-François CARENCO, président, Christine CHAUVET, Hélène GASSIN, Jean-Laurent LASTELLE et Jean-Pierre SOTURA, commissaires.
Les tarifs péréqués actuels d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des entreprises locales de distribution (ELD), dits « tarifs ATRD4 (1) », sont entrés en vigueur le 1er juillet 2013 en application de la délibération de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) du 25 avril 2013 (2). Ces tarifs ont été conçus pour s'appliquer pour une durée d'environ quatre ans. Le tarif péréqué actuel de Sorégies est entré en vigueur le 1er juillet 2014 en application de la délibération de la CRE du 22 mai 2014 (3). Ce tarif a été conçu pour s'appliquer pour une durée d'environ trois ans.

Cadre juridique

Les articles L. 452-2 et L. 452-3 du code de l'énergie définissent les compétences tarifaires de la CRE. L'article L. 452-2 prévoit que la CRE fixe les méthodes utilisées pour établir les tarifs d'utilisation des réseaux de gaz naturel. L'article L. 452-3 dispose que « La Commission de régulation de l'énergie délibère sur les évolutions tarifaires […] 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 ». Cet article précise en outre que « la Commission de régulation de l'énergie prend en compte les orientations de politique énergétique indiquées par les ministres chargés de l'économie et de l'énergie. Elle informe régulièrement les ministres lors de la phase d'élaboration de ces tarifs. Elle procède, selon des modalités qu'elle détermine, à la consultation des acteurs du marché de l'énergie ».
Les dispositions de l'article L. 452-1 du code de l'énergie prévoient que les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel font l'objet d'une péréquation à l'intérieur de la zone de desserte de chaque gestionnaire de réseaux de distribution, à l'exception des nouveaux réseaux publics de distribution mentionnés à l'article L. 432-6 du même code (4).

Objet de la délibération

En application des articles L. 452-2 et L. 452-3 du code de l'énergie qui encadrent les compétences tarifaires de la CRE, la présente délibération définit dix nouveaux tarifs péréqués d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des ELD, dits « tarifs ATRD5 », conçus pour s'appliquer pour une durée d'environ quatre ans à partir du 1er juillet 2018 :

- un tarif spécifique pour chacune des neuf ELD ayant présenté des comptes dissociés ;
- un tarif commun pour les treize ELD n'ayant pas présenté de comptes dissociés.

Travaux tarifaires

Dans le cadre de l'élaboration des tarifs ATRD5 des ELD, les ELD disposant d'un tarif spécifique ont transmis à la CRE, par courrier électronique en décembre 2016, l'ensemble des éléments de leur demande tarifaire. Certaines ELD ont ensuite transmis une mise à jour de leur demande en mai 2017.
Pour la période tarifaire ATRD5, les ELD ont présenté des demandes avec des niveaux très élevés : les demandes se traduiraient par des évolutions au 1er juillet 2018 comprises entre - 0,25 % et 15,26 % selon l'ELD, hors projets de comptage évolué, si l'on détermine l'équilibre tarifaire sur 4 ans avec une évolution annuelle au 1er juillet de la grille tarifaire selon l'inflation à compter du 1er juillet 2019.

Pour établir les tarifs, la CRE a mené des analyses approfondies des charges prévisionnelles présentées par les ELD et elle a confié à un cabinet externe un audit des charges d'exploitation réalisées et prévisionnelles des ELD pour la période 2013-2021. Les rapports d'audit ont été publiés simultanément à la consultation publique du 20 juillet 2017.
La CRE a également organisé une consultation publique qui s'est déroulée du 20 juillet au 15 septembre 2017, pour laquelle 17 contributions de fournisseurs, de gestionnaires d'infrastructure, d'autorités organisatrices de la distribution d'énergie et d'une organisation syndicale ont été reçues. Aucune association de consommateurs n'a répondu. Une large majorité des contributeurs s'est exprimée favorablement sur les orientations proposées par la CRE. Les réponses dont les auteurs n'ont pas demandé qu'elles restent confidentielles sont publiées en même temps que la présente délibération. La CRE a également procédé à deux reprises à l'audition du SPEGNN (syndicat professionnel regroupant les ELD de gaz naturel en France).

Principales évolutions

Sur la base de l'ensemble de ces éléments, la CRE décide de conserver les principes généraux actuellement en vigueur, tout en renforçant le caractère incitatif du cadre de régulation tarifaire :

- un tarif pluriannuel conçu pour s'appliquer pour une durée d'environ quatre ans à compter du 1er juillet 2018, avec une évolution au 1er juillet de chaque année de la grille tarifaire selon des règles prédéfinies ;
- une incitation à la maîtrise des charges d'exploitation et des charges de capital « hors réseaux » de l'opérateur : l'opérateur conservera les gains ou les pertes qui pourraient être réalisés par rapport à la trajectoire prévue ;
- un suivi des coûts unitaires des investissements dans les réseaux pour les ELD desservant plus de 100 000 consommateurs ;
- des incitations à l'amélioration de la qualité de service, à l'augmentation du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz et à l'efficacité des dépenses de recherche et développement ;
- un compte de régularisation des charges et des produits (CRCP), permettant de corriger, pour certains postes préalablement identifiés, les écarts entre les charges et les produits réels et les charges et les produits prévisionnels pris en compte pour établir les tarifs des ELD ;
- une clause de rendez-vous activable au bout de deux ans d'application du tarif, afin d'examiner les conséquences éventuelles des évolutions législatives, réglementaires ou des décisions juridictionnelles ou quasi-juridictionnelles pouvant avoir des effets significatifs sur les charges d'exploitation de l'opérateur sur les années 2020 et 2021.

Ce cadre de régulation donne à l'ensemble des parties prenantes de la visibilité sur l'évolution des tarifs des ELD entre 2018 et 2021. Il incite les ELD 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. Il les protège également de certains risques, liés notamment à l'inflation et aux aléas climatiques influant sur les quantités de gaz distribuées, ainsi que, s'il y a lieu, des conséquences pouvant résulter d'évolutions réglementaires.
Les tarifs ATRD5 définis par la CRE entreront en vigueur le 1er juillet 2018. Les évolutions suivantes sont prévues à cette date par rapport aux tarifs actuels (projets de comptage évolué inclus pour Régaz-Bordeaux et GEG) :

Ces niveaux s'inscrivent dans la poursuite d'une tendance de long terme qui voit l'écart entre le niveau des tarifs des ELD et celui de GRDF se réduire :

Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible en bas de page

Les tarifs évolueront ensuite annuellement à partir du 1er juillet 2019 en tenant compte de l'inflation et du solde du CRCP.
Pour établir ces tarifs, la CRE a retenu comme référence le niveau des charges atteint par les ELD au cours de la période tarifaire ATRD4, afin de faire bénéficier les consommateurs des gains de productivité réalisés pendant cette période. Par rapport à cette référence, la CRE a pris en compte :

- les demandes des ELD relatives aux trajectoires d'investissements et aux dépenses de sécurité, avec notamment des hausses des coûts de maintenance pour certaines ELD ;
- les coûts des nouvelles obligations issues de la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (ci-après « LTECV » et de la loi portant sur la nouvelle organisation territoriale de la République (ci-après « NOTRe ») (6) à un niveau jugé pertinent au regard d'une comparaison entres les demandes des ELD et en tenant compte de la possibilité pour elles de mutualiser certaines activités ;
- les projets de comptage évolué de Régaz-Bordeaux et GEG, sous réserve d'approbation par les ministres chargés de la consommation et de l'énergie du déploiement de ces projets ;
- la couverture d'un budget dédié au développement d'un portail fournisseur pour les 4 ELD qui n'en disposent pas encore (Gedia, Caléo, Gaz de Barr, Veolia Eau).

La CRE a également intégré les coûts de la part acheminement des factures impayées des consommateurs, en application des principes rappelés par la décision du comité de règlement des différends et des sanctions (CoRDiS) du 19 septembre 2014 (7).
Elle prend également en compte les charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique selon le dispositif prévu par la délibération n° 2017-238 (8). Ainsi, pour chacune des options tarifaires, un coefficient « Rf » s'appliquant à compter du 1er janvier 2018, vient augmenter l'abonnement annuel pour prendre en compte le montant moyen de la contrepartie financière versée aux fournisseurs au titre de la gestion des clients en contrat unique. Les recettes générées par ce coefficient Rf sont supposées couvrir exactement les charges supportées par les ELD.
Les différences de niveau entre les tarifs des ELD et leur demande sont principalement liées aux paramètres suivants :

- le coût moyen pondéré du capital fixé à 4,625 % réel avant impôts. Ce coût moyen pondéré du capital diffère de celui de GRDF (fixé à 5 % pour le tarif ATRD5 de GRDF sur la période 2016-2019) uniquement en raison des conditions applicables aux ELD concernant la déductibilité fiscale des charges financières nettes et des modifications du niveau du taux normal d'imposition sur les sociétés intervenues depuis la décision ATRD5 de GRDF ;
- la révision par la CRE des hypothèses retenues par les ELD concernant certains postes de charges ;
- des efforts de productivité supplémentaires pour GEG et Veolia Eau compte tenu notamment du bilan de la période ATRD4.

Les charges nettes d'exploitation couvertes par les tarifs ATRD5 à partir de 2018 sont supérieures aux charges réellement supportées la dernière année connue (2016 ou 2015) pour chacune des 9 ELD au tarif spécifique. Ces charges nettes d'exploitation sont ainsi en hausse entre 0,03 % et 22,6 % selon l'ELD concernée entre les charges réellement supportées pour la dernière année connue (2015 ou 2016) et les charges couvertes par les tarifs ATRD5 pour la première année (2018).
En ce qui concerne la structure des tarifs, les principes en vigueur sont reconduits pour les tarifs ATRD5. Toutefois, la CRE fait évoluer les grilles tarifaires des ELD afin de les rendre homothétiques à celle de GRDF en vue de faciliter l'accès des fournisseurs au marché sur les zones de desserte des ELD, à compter de 2018 pour 7 ELD au tarif spécifique et les ELD au tarif commun et à compter de 2021 pour Régaz-Bordeaux et Réseau GDS, hors option tarifaire « TP » pour Réseau GDS et Veolia Eau. La grille tarifaire d'une ELD pourra ainsi être obtenue en appliquant un coefficient proportionnel unique à la grille tarifaire de GRDF, ce qui facilitera le développement d'offres de marché pour les consommateurs raccordés aux réseaux exploités par les ELD.
La grille tarifaire ATRD péréqué de GRDF sera définie par la CRE au printemps 2018, au terme de l'évolution annuelle prévue par le cadre pluriannuel du tarif ATRD5 de GRDF. La CRE publiera donc une délibération au printemps 2018 pour définir l'ensemble des grilles tarifaires des ELD qui s'appliqueront du 1er juillet 2018 au 30 juin 2019, ces grilles étant désormais homothétiques à la grille de GRDF en vigueur, sauf temporairement pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et hors option tarifaire « TP » pour Réseau GDS et Veolia Eau. Le niveau de ces grilles tarifaires restera celui fixé par la présente délibération.
Par ailleurs, dans la perspective des prochains tarifs ATRD6, la CRE organisera des travaux sur la structure des tarifs, qui seront menés avec les GRD et en concertation avec les acteurs de marché. Ces travaux permettront, par exemple, de mieux prendre en compte les évolutions de comportement des consommateurs dans la structure tarifaire afin de les inciter à maîtriser leur demande en énergie ou encore de mieux les inciter à limiter leur consommation pendant les périodes de pointe.
Le Conseil supérieur de l'énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision, a rendu son avis le 19 décembre 2017.

SOMMAIRE

1. Méthodologie
1.1 Typologie des gestionnaires de réseaux de distribution (grd) et des tarifs d'utilisation des réseaux de distribution gaz naturel
1.1.1 Typologie des gestionnaires de réseaux de distribution (GRD)
1.1.2 Typologie des tarifs d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel
1.1.3 Définition des années comptables prises en compte dans les tarifs des entreprises locales de distribution
1.2 Principes généraux
1.2.1 Définition du revenu autorisé prévisionnel
1.2.1.1 Charges d'exploitation
1.2.1.2 Charges de capital normatives (CCN)
1.2.2 Cadre de régulation tarifaire
1.2.3 Structure des tarifs
1.3 Cadre de régulation incitative pour les tarifs ATRD5 des ELD
1.3.1 Régulation incitative des charges d'exploitation et des dépenses d'investissement
1.3.1.1 Les charges nettes d'exploitation
1.3.1.2 Les dépenses d'investissement
1.3.2 Régulation incitative pour le développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz
1.3.3 Régulation incitative des dépenses de recherche et développement (R&D)
1.3.4 Régulation incitative de la qualité de service
1.3.5 Régulation incitative pour le développement d'un portail fournisseur
1.3.6 Compte de régularisation des charges et des produits (CRCP)
1.3.7 Clause de rendez-vous
1.3.8 Cadre de régulation des ELD ne présentant pas de comptes dissociés
1.4 Structure des tarifs d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel
1.4.1 Continuité de la structure tarifaire existante
1.4.2 Harmonisation des grilles tarifaires des ELD de gaz naturel
1.4.3 Prise en compte du montant moyen de la contrepartie financière versée aux fournisseurs au titre de la gestion des clients en contrat unique (coefficient « Rf »)
1.4.4 Traitement tarifaire des GRD de rang n+1
2. Paramètres des tarifs ATRD5 des ELD et de leur trajectoire d'évolution
2.1 Revenu autorisé prévisionnel
2.1.1 Demandes des ELD
2.1.1.1 ELD disposant d'un tarif ATRD spécifique
2.1.2 Charges d'exploitation
2.1.2.1 Analyse des principaux postes de charges d'exploitation
2.1.2.2 Effort de productivité
2.1.2.3 Synthèse des ajustements par ELD
2.1.3 Charges dues aux impayés
2.1.4 Traitement des charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique
2.1.5 Incitations financières prévisionnelles au titre de la régulation incitative du développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz
2.1.6 Charges de capital normatives
2.1.6.1 Trajectoires prévisionnelles des dépenses d'investissements
2.1.6.2 Trajectoires prévisionnelles des bases d'actifs régulés
2.1.6.3 Taux de rémunération
2.1.6.4 Trajectoires prévisionnelles des charges de capital normatives
2.1.6.5 Charges de capital « hors réseaux »
2.1.7 Projets de comptage évolué
2.1.7.1 Estimation des charges nettes d'exploitation
2.1.7.2 Estimation des charges de capital
2.1.7.3 Estimation du revenu autorisé lié au projet de comptage évolué
2.1.8 Prise en compte du solde du CRCP des tarifs ATRD4
2.1.9 Revenu autorisé sur la période tarifaire 2018-2021
2.2 Hypothèses de quantités de gaz distribuées et de nombre de consommateurs desservis
2.2.1 Evolutions constatées sur la période couverte par les tarifs ATRD4
2.2.2 Trajectoires retenues pour les tarifs ATRD5
2.3 Trajectoire d'évolution des tarifs ATRD5 des ELD
2.3.1 ELD disposant d'un tarif ATRD spécifique
2.3.2 ELD disposant du tarif ATRD commun
3. Tarifs péréqués d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des entreprises locales de distribution
3.1 Règles tarifaires
3.1.1 Durée des tarifs
3.1.2 Structure tarifaire
3.1.2.1 Structure et choix des options tarifaires
3.1.2.2 Détermination des termes tarifaires applicables à partir du 1er juillet 2018
3.1.2.3 Grilles de référence pour les termes tarifaires hors coefficient Rf
3.2 Niveau des tarifs péréqués d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des entreprises locales de distribution
3.2.1 Coefficients de niveau « NIV » des ELD disposant d'un tarif spécifique
3.2.1.1 Calcul du solde du CRCP au 1er jour de l'année N
3.2.1.2 Calcul du coefficient kN en vue de l'apurement du solde du CRCP
3.2.1.3 Revenu autorisé calculé ex post
3.2.1.4 Recettes prévisionnelles liées aux abonnements, souscriptions de capacité et terme proportionnel à la distance
3.2.1.5 Valeurs de référence pour les prévisions de recettes tarifaires
3.2.2 Coefficient de niveau du tarif commun des ELD ne présentant pas de comptes dissociés
3.3 Annexes
3.3.1 Annexe 1 - Indicateurs de suivi de la qualité de service des ELD
3.3.2 Annexe 2 - Valeurs de référence pour les options T4 et le tarif de proximité (annexe confidentielle)
3.3.3 Annexe 3 - Catégories d'ouvrage pour le suivi des coûts unitaires des investissements dans les réseaux de Régaz-Bordeaux et de Réseau GDS

1. Méthodologie
1.1 Typologie des gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) et des tarifs d'utilisation des réseaux de distribution gaz naturel
1.1.1 Typologie des gestionnaires de réseaux de distribution (GRD)

Il existe actuellement 26 GRD de gaz naturel en France :

- GRDF, représentant 96 % des quantités de gaz naturel distribuées en France et acheminant du gaz naturel sur la majorité du territoire français ;
- 25 autres GRD de plus petite taille :
- Régaz-Bordeaux et Réseau GDS, représentant chacun environ 1,5 % des quantités de gaz distribuées, et acheminant du gaz naturel respectivement pour la ville de Bordeaux et 45 autres communes du département de la Gironde, et pour la ville de Strasbourg et 113 autres communes du département du Bas-Rhin (dont 80 en zone péréquée) ;
- 20 autres GRD, représentant au total 1 % des quantités de gaz distribuées et n'étant pas tenus, par la loi, de mettre en œuvre une séparation juridique entre leurs activités de distribution et celles de production ou de fourniture ;
- Antargaz, SICAE de la Somme et du Cambraisis et Séolis, dont l'activité d'origine est respectivement la distribution de gaz propane et butane et la distribution d'électricité, sont des opérateurs « nouveaux entrants » sur la distribution de gaz naturel en France, depuis octobre 2008 pour Antargaz, avril 2010 pour la SICAE de la Somme et du Cambraisis et juillet 2014 pour Séolis.

1.1.2 Typologie des tarifs d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel

Les dispositions de l'article L. 452-1 du code de l'énergie prévoient que « Les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel autres que ceux concédés en application de l'article L. 432-6 font l'objet d'une péréquation à l'intérieur de la zone de desserte de chaque gestionnaire ».
Ces dispositions fixent le principe de péréquation des tarifs d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel à l'intérieur de la zone de desserte de chaque opérateur. En revanche, elles excluent de cette péréquation tarifaire les nouvelles zones de desserte visées à l'article L. 432-6 du code de l'énergie.
Les tarifs d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel sont ainsi composés :
d'une part, de tarifs ATRD péréqués à l'intérieur de la zone de desserte des GRD concernés :

- 1 tarif spécifique à GRDF. Le tarif ATRD5 de GRDF est entré en vigueur le 1er juillet 2016, en application de la délibération de la CRE du 10 mars 2016 ;
- 9 tarifs spécifiques pour les 9 ELD ayant présenté des comptes dissociés : Régaz-Bordeaux, Réseau GDS, GEG, Vialis, Gedia, Caléo, Gaz de Barr, Veolia Eau, Sorégies ;
- 1 tarif commun pour les 13 ELD ne produisant pas de comptes dissociés :
- Energies Services Lannemezan ;
- Energis - Régie de Saint-Avold ;
- Gazélec de Péronne ;
- Energies et Services de Seyssel ;
- ESDB - Régie de Villard Bonnot ;
- Régie Municipale Gaz et Electricité de Bonneville ;
- Régie Municipale Gaz et Electricité de Sallanches ;
- Régie du Syndicat Electrique Intercommunal du Pays Chartrain ;
- Energies Services Lavaur ;
- Energies Services Occitans - Régie de Carmaux ;
- Régie Municipale Multiservices de La Réole ;
- Gascogne Energies Services ;
- Régies Municipales d'Electricité, de Gaz, d'Eau et d'Assainissement de Bazas,

d'autre part, de tarifs non péréqués pour la distribution publique de gaz naturel des nouvelles zones de desserte : au 1er juillet 2017, il existe 154 tarifs. Avant 2011, ces tarifs étaient définis par des arrêtés approuvant les propositions tarifaires de la CRE. Depuis 2011, ces tarifs sont définis par des délibérations de la CRE. Les règles tarifaires pour les tarifs non péréqués donneront lieu prochainement à une délibération de la CRE qui reprendra en les faisant évoluer les règles définies au paragraphe K de la délibération de la CRE du 25 avril 2013 (9).

1.1.3 Définition des années comptables prises en compte dans les tarifs des entreprises locales de distribution

Pour l'ensemble des ELD disposant d'un tarif spécifique, les années considérées dans les tarifs correspondent aux exercices comptables des ELD. Ainsi, pour les tarifs ATRD5 de Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr, l'année N commence le 01/10/N-1 et se termine le 30/09/N. Pour l'ensemble des autres ELD, l'année N correspond à l'année calendaire, du 01/01/N au 31/12/N.

1.2 Principes généraux

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 disposant d'un tarif spécifique.
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, à travers 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 ensuite 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 le tarif à sa date d'entrée en vigueur ainsi que ses modalités d'évolution annuelle.

1.2.1 Définition du revenu autorisé prévisionnel

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

RAp = CNEp + CCNp + A

Avec :

- RAp : revenu autorisé prévisionnel sur la période ;
- CNEp : charges nettes d'exploitation prévisionnelles sur la période ;
- CCNp : charges de capital normatives prévisionnelles sur la période ;
- A : solde du CRCP restant à apurer au titre de la période tarifaire passée.

1.2.1.1 Charges d'exploitation

Les charges nettes d'exploitation comprennent les charges 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 le catalogue 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, en application de l'article L. 452-1 du code de l'énergie, ces coûts correspondent à ceux de gestionnaires de réseaux efficaces. L'ensemble des données prévisionnelles des plans d'affaires pour la période 2018-2021 communiqués par les opérateurs font l'objet d'une analyse détaillée et, le cas échéant, de révisions.

1.2.1.2 Charges de capital normatives (CCN)

Les charges de capital comportent une part d'amortissement et une part de rémunération du capital immobilisé. Le calcul de ces deux composantes est établi à partir de la valorisation et de l'évolution des actifs exploités par les ELD, la base d'actifs régulés (BAR), et de l'évaluation de la rémunération des actifs.

CCN = amortissement + base d'actifs régulés (BAR) * coût moyen pondéré du capital (CMPC)

La BAR est composée de l'ensemble des actifs exploités par chaque ELD, retraitée de certaines participations de tiers et des remises gratuites. Une fois intégrée dans la BAR, la valeur des actifs est réévaluée au 1er jour de chaque année de l'inflation réalisée. Les actifs sont amortis linéairement sur la base de leur durée de vie normative.
Les durées de vie retenues pour les principales catégories d'actifs industriels sont de :

- 50 ans ou 45 ans pour les conduites et branchements ;
- 40 ans pour les postes de détente ;
- 30 ans pour les constructions ;
- 20 ans pour la compression et le comptage ;
- 10 ans pour les autres installations techniques.

Valeur initiale de la BAR au 31 décembre 2002
Les actifs mis en service avant le 31 décembre 2002 sont valorisés à travers l'indexation des coûts historiques sur l'inflation, selon la méthode suivante :

- les valeurs brutes historiques des actifs sont retraitées des écarts de réévaluation autorisés en 1976, des subventions reçues au titre de la réalisation de ces investissements et des participations reçues des bénéficiaires de ces investissements ;
- ces valeurs brutes retraitées sont réévaluées au 31 décembre 2002 par application de l'indice des prix « PIB marchand » ;
- ces valeurs brutes réévaluées sont ensuite amorties linéairement sur la base de la durée de vie économique des différentes catégories d'actifs. Les actifs sont réputés mis en service au 1er juillet de l'année N (au 1er avril de l'année N pour les ELD qui clôturent leurs comptes le 30 septembre de l'année N-1) ;
- les terrains sont pris en compte sur la base de leur valeur historique réévaluée non amortie.

Actualisation de la valeur de la BAR
Les actifs mis en service entre le 1er janvier 2003 et le 31 décembre 2016 sont intégrés dans la BAR à leur valeur brute. Les investissements prévus à partir du 1er janvier 2017 sont pris en compte à leur valeur brute prévisionnelle telle que communiquée par les opérateurs. Pour les ELD qui arrêtent leurs comptes en fonction de l'année gazière, ces dates sont respectivement le 30 septembre 2016 et le 1er octobre 2016.
Les données définitives pour l'année 2017 seront prises en compte lors de l'évolution tarifaire au 1er juillet 2019.
Pour tous les actifs, les montants financés par les tiers sont traités de la même façon qu'en comptabilité :

- lorsque les participations de tiers sont comptabilisées au passif par un opérateur, en contrepartie de la valeur des ouvrages enregistrée à l'actif, elles viennent en diminution des valeurs d'actifs intégrées dans la BAR ;
- lorsque les participations de tiers sont comptabilisées par un opérateur en produits d'exploitation, les actifs sont intégrés dans la BAR à leur valeur totale et le montant des participations de tiers vient en diminution des charges d'exploitation à couvrir par le tarif.

La date conventionnelle d'entrée des actifs dans l'inventaire a été fixée au 1er juillet de chaque année et la date de sortie des actifs au 30 juin (respectivement 1er avril et 31 mars pour les opérateurs en clôture décalée). Seuls les actifs en service sont intégrés dans la BAR.
Une fois intégrée dans la BAR, la valeur des actifs est actualisée selon la méthode suivante :

- les actifs sont réévalués au 1er janvier de chaque année de l'inflation sur la période de juillet à juillet (respectivement sur la période d'avril à avril pour les opérateurs en clôture décalée). L'indice de réévaluation utilisé est l'indice INSEE 641194 des prix à la consommation hors tabac pour la France entière jusqu'à 2016 puis à la suite de l'arrêt de sa publication par l'INSEE, l'indice INSEE 1763852 des prix à la consommation hors tabac, pour l'ensemble des ménages résidant en France, construit à partir de l'indice précédent, recalé en base 100 sur l'année 2015. Les actifs tels que l'immobilier, les SI et les véhicules sont réévalués à partir du 1er janvier 2018 ;
- les actifs sont amortis linéairement sur la base de leur durée de vie économique. Les durées de vie pour l'amortissement des actifs après le 31 décembre 2002 sont identiques à celles utilisées pour la revalorisation des actifs mis en service avant cette date.

Les actifs mis au rebut avant la fin de leur durée de vie économique sortent de la BAR et ne donnent lieu ni à amortissement, ni à rémunération.
Taux de rémunération des actifs
La méthode retenue pour évaluer ce taux de rémunération est fondée sur le coût moyen pondéré du capital (CMPC), à structure financière normative. En effet, le niveau de rémunération de l'opérateur doit, d'une part, lui permettre de financer les charges d'intérêt sur sa dette et, d'autre part, lui apporter une rentabilité des fonds propres comparable à celle qu'il aurait pu obtenir, par ailleurs, pour des investissements comportant des niveaux de risque comparables. Ce coût des fonds propres est estimé sur la base de la méthodologie dite du « Modèle d'évaluation des actifs financiers » (MEDAF).
Les actifs présents dans la BAR au premier jour et au dernier jour d'une année N sont rémunérés sur une base annuelle. Les actifs entrants dans la BAR et les actifs sortant de la BAR au cours d'une année sont rémunérés à un taux semestriel.

1.2.2 Cadre de régulation tarifaire

L'activité des GRD est encadrée par différents dispositifs qui constituent le « cadre de régulation tarifaire ».
En premier lieu, les dispositifs du cadre de régulation tarifaire permettent d'adapter le revenu autorisé prévisionnel en fonction de l'inflation réalisée afin de prémunir les opérateurs contre des risques liés à l'inflation qui pèsent sur leurs charges.
En deuxième lieu, les dispositifs du cadre de régulation tarifaire permettent de corriger, a posteriori, le revenu autorisé afin, pour des postes prédéfinis, de prendre en compte les écarts entre les charges ou recettes prévisionnelles et celles effectivement réalisées. Ces écarts sont couverts au travers du CRCP.
Enfin, afin d'inciter les GRD à une gestion efficace des réseaux qu'ils exploitent, la CRE met en place des mécanismes incitatifs. Ces dispositions concernent différents domaines d'activité des opérateurs : la maîtrise des charges d'exploitation, la maîtrise des dépenses d'investissement, le maintien voire l'amélioration de la qualité du service rendu aux utilisateurs des réseaux, le développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz ainsi que l'amélioration de l'efficacité des dépenses de recherche et développement. Certains de ces dispositifs s'accompagnent d'incitations financières (sous formes de bonus ou pénalités) qui, dans la plupart des cas, viennent majorer ou minorer en cours de période le revenu autorisé des GRD et sont pris en compte à travers le CRCP. Ces dispositifs peuvent donner lieu dans le cas du suivi de la qualité de service à des compensations directes des utilisateurs par les GRD.
A compter de l'année d'entrée en vigueur des tarifs des ELD, leur niveau évolue au 1er juillet de chaque année selon la formule suivante :

Z = IPC - X + k

Avec :

- Z : variation du niveau du tarif au 1er juillet, exprimée en pourcentage ;
- IPC : variation annuelle moyenne constatée sur l'année calendaire précédente de l'indice des prix à la consommation hors tabac, telle que calculée par l'INSEE pour l'ensemble des ménages France entière (référencé INSEE 1763852) ;
- X : facteur d'évolution annuel du niveau du tarif, en pourcentage ;
- k : évolution du niveau du tarif, en pourcentage, provenant de l'apurement du solde du CRCP. Le terme k ne peut entraîner, à lui seul, une hausse ou une baisse de plus de 2 % du niveau du tarif en vigueur. L'évolution annuelle des niveaux des tarifs des ELD sera donc comprise entre (IPC - X - 2 %) et (IPC - X + 2 %).

Cette évolution en niveau ne s'applique pas au coefficient « Rf » qui vient augmenter l'abonnement annuel pour prendre en compte le montant moyen de la contrepartie financière versée aux fournisseurs au titre de la gestion des clients en contrat unique. Le coefficient « Rf » reste égal à celui appliqué à GRDF, actuellement défini par la délibération du 10 mars 2016 portant décision sur le tarif péréqué d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de GRDF, telle que modifiée par la délibération de la CRE n° 2017-238 (10).

1.2.3 Structure des tarifs

La structure des tarifs est constituée de quatre options tarifaires principales, une option tarifaire étant la formule tarifaire choisie par le fournisseur pour le compte de son client en fonction de ses caractéristiques de consommation. Les trois options T1, T2, T3 (11) comprennent chacune un abonnement (constitué d'une part dite « abonnement hors Rf » et du coefficient Rf) et un terme proportionnel aux quantités de gaz acheminées. L'option T4 pour les plus grands consommateurs comprend un abonnement (constitué d'une part dite « abonnement hors Rf » et du coefficient Rf), un terme proportionnel à la capacité journalière souscrite et un terme proportionnel aux quantités de gaz acheminées. Les grands consommateurs installés à proximité du réseau de transport de gaz et déjà alimentés par les réseaux de distribution bénéficient de l'option tarifaire, dit « tarif de proximité » (TP). Les consommateurs d'un immeuble ou d'un groupe de logements ne disposant pas d'un compteur individuel et disposant d'un compteur collectif sont facturés sur la base des termes tarifaires de l'option T1. Pour les autres consommateurs ne disposant pas d'un compteur individuel, un forfait est appliqué.

1.3 Cadre de régulation incitative pour les tarifs ATRD5 des ELD

L'article L. 452-3 du code de l'énergie dispose que les délibérations de la CRE sur les tarifs d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel « […] peuvent prévoir un encadrement pluriannuel de l'évolution des tarifs ainsi que des mesures incitatives appropriées à court ou long terme pour encourager les opérateurs à améliorer leurs performances liées, notamment, à la qualité du service rendu, […] et à la recherche d'efforts de productivité. »
En application de ces dispositions, la présente décision tarifaire prévoit la reconduction des principes généraux du cadre de régulation des tarifs ATRD4 incitant les ELD à améliorer leur efficacité, tant du point de vue de la maîtrise des coûts que de la qualité du service rendu aux utilisateurs de leurs réseaux. Toutefois, le cadre existant évolue sur la base du retour d'expérience des tarifs en vigueur et du cadre de régulation défini pour le tarif ATRD5 de GRDF.
Ce nouveau cadre de régulation est fondé sur les principes suivants :

- un tarif pluriannuel conçu pour s'appliquer pour une durée d'environ quatre ans à compter du 1er juillet 2018, avec une évolution au 1er juillet de chaque année de la grille tarifaire selon des règles prédéfinies ;
- une incitation à la maîtrise des charges d'exploitation et des charges de capital « hors réseaux » de l'opérateur : l'opérateur conservera la totalité des gains de productivité et pertes supplémentaires qui pourraient être réalisés ;
- un suivi des coûts unitaires des investissements dans les réseaux pour les ELD desservant plus de 100 000 consommateurs ;
- des incitations à l'amélioration de la qualité de service, au développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz ainsi qu'à l'amélioration de l'efficacité des dépenses de recherche et développement ;
- un compte de régularisation des charges et des produits (CRCP), permettant de corriger, pour certains postes préalablement identifiés, les écarts entre les charges et les produits réels et les charges et les produits prévisionnels pris en compte pour établir les tarifs des ELD ;
- pour Régaz-Bordeaux et GEG, en cas d'approbation par les ministres chargés de la consommation et de l'énergie du déploiement de leurs projets de comptage évolué de gaz naturel, la prise en compte des charges relatives à ces projets de comptage évolué et les incitations financières qui seraient alors définies par une délibération de la CRE portant décision sur le cadre de régulation incitative de ces projets de comptage évolué. La CRE a défini les orientations sur ce cadre de régulation par délibération n° 2017-250 (12) ;
- une clause de rendez-vous activable au bout de deux ans d'application des tarifs, afin d'examiner les conséquences éventuelles des évolutions législatives, réglementaires ou des décisions juridictionnelles ou quasi-juridictionnelles pouvant avoir des effets significatifs sur les charges d'exploitation des opérateurs sur les années 2020 et 2021.

Ce cadre de régulation donne à l'ensemble des acteurs du marché une bonne visibilité sur l'évolution des tarifs des ELD entre 2018 et 2021. Il incite les ELD à améliorer leur efficacité tout en les protégeant des risques, liés notamment à l'inflation et aux aléas climatiques influant sur les quantités de gaz distribuées ainsi que, s'il y a lieu, des conséquences pouvant résulter d'évolutions réglementaires.
La majorité des contributeurs s'est exprimée favorablement sur les orientations de la CRE portant sur le cadre de régulation incitative des tarifs ATRD5 des ELD.

1.3.1 Régulation incitative des charges d'exploitation et des dépenses d'investissement

En préparation des présents tarifs, la CRE a analysé les axes d'amélioration possibles du cadre de régulation, afin de mieux inciter les ELD à la maîtrise de leurs coûts et à la bonne réalisation de leurs investissements, en cohérence avec les évolutions du cadre de régulation apportées au tarif ATRD5 de GRDF.

1.3.1.1 Les charges nettes d'exploitation

La CRE reconduit pour les tarifs ATRD5 les principes de régulation incitative des charges d'exploitation en vigueur dans les tarifs ATRD4. Ainsi, les trajectoires des charges nettes d'exploitation des ELD sont définies sur la période 2018-2021. Elles comportent, pour GEG et Veolia Eau, un objectif de productivité additionnel correspondant à celui d'un opérateur efficace. Le niveau des charges couvertes par les tarifs ATRD5 est fixé en tenant compte des efforts de productivité réalisés par les ELD au cours de la période tarifaire ATRD4, afin de faire bénéficier les utilisateurs de ces gains sur le long terme.
Les gains de productivité supplémentaires qui pourraient être réalisés par les opérateurs par rapport au niveau de charges d'exploitation fixé par les tarifs ATRD5 seront conservés intégralement par les opérateurs, comme pour les tarifs ATRD4. De façon symétrique, les surcoûts éventuels seront intégralement supportés par les opérateurs.

1.3.1.2 Les dépenses d'investissement

Dans le cadre tarifaire des tarifs ATRD4, les écarts de charges de capital entre les trajectoires prévisionnelles et les trajectoires réalisées sont couverts à 100 % à travers le CRCP. L'incitation à l'amélioration de l'efficacité sur les investissements (maîtrise des coûts et des délais) est donc limitée.
En outre, les charges d'exploitation des ELD ne rentrent pas dans le périmètre du CRCP (à l'exception des charges relatives aux pertes et différences diverses, des recettes extratarifaires non incitées et des charges relatives aux impayés, voir paragraphe 1.3.6) et font donc l'objet d'une forte incitation. Cette dissymétrie des cadres de régulation peut introduire une distorsion dans les choix des opérateurs entre des solutions impliquant des investissements et d'autres impliquant des charges d'exploitation lorsqu'elles sont substituables.
La présente délibération maintient le principe général de couverture à 100 % à travers le CRCP des écarts de charges de capital entre les trajectoires prévisionnelles et les trajectoires réalisées. Elle introduit en revanche :

- un mécanisme de suivi des coûts unitaires des investissements dans les réseaux pour les ELD desservant plus de 100 000 consommateurs ;
- un mécanisme de régulation incitative sur certains investissements « hors réseaux » pour toutes les ELD.

a) Suivi des coûts unitaires des investissements dans les réseaux pour les ELD desservant plus de 100 000 consommateurs

Les tarifs ATRD4 des ELD de gaz naturel avait introduit pour les deux plus grandes ELD disposant d'un tarif spécifique (Régaz-Bordeaux et Réseau GDS) un mécanisme les incitant à maitriser les coûts de leurs programmes d'investissement, hors investissements relatifs à la sécurité et à la cartographie, et pour les 7 autres ELD disposant d'un tarif spécifique, un suivi d'indicateurs quantitatifs relatifs à leurs dépenses d'investissement. Les indicateurs suivis au cours de la période ATRD4 ont été insuffisants pour s'assurer que la baisse constatée du montant des investissements dans les réseaux chez certaines ELD ne s'était pas faite au détriment de la réalisation des volumes prévus d'investissements. En conséquence, la CRE a envisagé dans le cadre de la consultation publique un suivi des coûts unitaires des investissements dans les réseaux similaires à celui de GRDF, mais sans incitation financière.
En réponse, les participants à la consultation publique ont considéré que le mécanisme de suivi des coûts unitaires des investissements doit être simple et adapté à la taille des ELD. En outre, certains ont souligné que l'instabilité des coûts unitaires des investissements pour les plus petites ELD où le foisonnement est limité pouvait remettre en cause la pertinence de ce suivi.
La présente délibération fait évoluer, pour la période ATRD5, le mécanisme défini pour la période ATRD4 en :

- adaptant le mécanisme de suivi pour les ELD desservant plus de 100 000 consommateurs (Régaz-Bordeaux et Réseau GDS) ;
- supprimant le suivi des coûts unitaires pour les 7 autres ELD disposant d'un tarif spécifique.

Ce suivi des investissements dans les réseaux réalisés par Régaz-Bordeaux et Réseau GDS a pour objectif d'apprécier chaque année l'efficience des investissements dans les réseaux réalisés par ces ELD, quels que soient le volume de chantiers et la quantité d'ouvrages mis en service par chaque ELD au cours de la période ATRD5. Ce suivi concerne exclusivement les ouvrages de réseaux. Les actifs concernés par le mécanisme de régulation incitative sur les charges de capital « hors réseaux » en sont donc par définition exclus. Aucune incitation financière à la maitrise des coûts unitaires des investissements dans les réseaux n'est introduite sur la période ATRD5.
Les ouvrages de réseaux sont regroupés en catégories définissant différentes natures d'ouvrages ayant un coût unitaire relativement homogène et stable. Pour chaque année de la période ATRD5, ce suivi consiste à évaluer l'évolution de la valeur totale de chaque catégorie d'ouvrages mise en service par chaque ELD au regard :

- du nombre de chantiers réalisés ;
- de la longueur de la canalisation concernée (ex : pour les ouvrages de raccordements) ou du nombre d'unités (ex : pour les ouvrages de branchements).

Les catégories d'ouvrages suivies sont définies en annexe de la présente délibération (voir paragraphe 3.3.3).
A compter de 2018, pour une année N donnée, Régaz-Bordeaux et Réseaux GDS transmettent pour chaque catégorie d'ouvrage susmentionnée la valeur provisoire l'année N+1 et définitive l'année N+2 :

- de la valeur totale des ouvrages mis en service (en euros) ;
- du nombre total de chantiers réalisés correspondant à ces mises en services ;
- de la longueur totale des canalisations concernées ou du nombre total d'unités pour ces mises en service.

b) Régulation incitative sur les charges de capital « hors réseaux »

La présente délibération introduit un mécanisme incitant les ELD à maîtriser leurs charges de capital au même titre que leurs charges d'exploitation sur un périmètre d'investissements « hors réseaux » comprenant des actifs tels que l'immobilier et les véhicules. Ces postes de charges étant, par nature, susceptibles de donner lieu à des arbitrages entre investissement et charges d'exploitation, le mécanisme retenu encourage les opérateurs à optimiser globalement l'ensemble de leurs charges dans l'intérêt des consommateurs de gaz.
Le mécanisme consiste à définir pour la période tarifaire ATRD5 la trajectoire d'évolution de ces charges de capital, et à ne pas prendre en compte les écarts entre trajectoire prévisionnelle et trajectoire réalisée via le CRCP. Les gains (ou les pertes) qui pourront être réalisés sont donc conservés (ou à la charge) à 100 % par l'opérateur au cours de la période tarifaire.
Tout au long de la période tarifaire ATRD5, les charges de capital pour ces catégories d'actifs seront calculées à partir des valeurs comptables prévisionnelles de ces actifs, sans prendre en compte les valeurs réalisées.
Pour les périodes tarifaires suivantes, la valeur effective de ces immobilisations sera de nouveau prise en compte, ce qui permet un partage des gains ou une mutualisation des surcoûts avec les utilisateurs.
En fin de période tarifaire, la CRE mènera une analyse des trajectoires de mises en service des investissements concernés afin de s'assurer que les gains éventuels réalisés au cours de la période tarifaire n'ont pas pour contrepartie des charges plus élevées pour les périodes tarifaires suivantes, du fait par exemple du décalage dans le temps de certaines dépenses d'investissement.
Le montant des charges de capital concernées par ce mécanisme qui sont donc incitées, représente en moyenne 2,6 % des charges de capital des ELD.

1.3.2 Régulation incitative pour le développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz

Comme GRDF, l'ensemble des ELD poursuivent des actions de développement du nombre de consommateurs raccordés à leurs réseaux dans le but de maximiser l'utilisation de ces réseaux. Les tarifs ATRD4 ont couvert les dépenses relatives à ces actions, en y associant des objectifs incités financièrement. Ces objectifs, mesurés en nombre de nouveaux logements mis en gaz pour Régaz-Bordeaux et Réseau GDS et en nombre moyen annuel de points de livraison pour les sept autres ELD, ont globalement été atteints.
Comme pour le tarif ATRD5 de GRDF, la CRE souhaite recentrer le cadre de régulation sur un objectif de développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux dans un but d'optimisation économique de l'utilisation du réseau au bénéfice de l'ensemble des consommateurs via, in fine, une diminution du tarif unitaire.
Lors de la consultation publique, la majorité des acteurs s'est prononcée en faveur d'un mécanisme incitant les ELD à développer le nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz.
La présente décision tarifaire met en place un nouveau cadre de régulation incitative pour le développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de distribution de gaz. Cette régulation incitative vise, d'une part, à favoriser le raccordement de nouveaux consommateurs et, d'autre part, à inciter les consommateurs déjà raccordés aux réseaux de gaz à continuer de l'utiliser.
Les coûts marginaux du réseau de distribution sont inférieurs aux coûts moyens par consommateur. Ainsi, plus il y a de consommateurs actifs (c'est-à-dire possédant un contrat de fourniture) raccordés aux réseaux de distribution, plus les coûts moyens par consommateur diminuent. En conséquence, le raccordement de consommateurs supplémentaires permet de diminuer le tarif.
Le raccordement d'un nouveau consommateur génère des recettes et des coûts pour l'opérateur. Un consommateur supplémentaire apporte les recettes nettes suivantes :
Recettes nettes =
recettes d'acheminement (abonnement + part proportionnelle à la consommation + souscription)
+ recettes liées aux raccordements (participation de tiers)
- coûts marginaux (charges d'exploitation + charges de capital)
Au sein de la période tarifaire au cours de laquelle le consommateur est raccordé, ces recettes nettes se répartissent entre l'ELD et la communauté des autres consommateurs. Cette répartition est la suivante :

- « part restituée aux consommateurs » : les évolutions des recettes liées aux quantités acheminées (parts proportionnelles à la consommation), au raccordement aux réseaux (participation de tiers) et des charges de capital se répercutent dans le tarif payé par les consommateurs via le CRCP ;
- « part conservée par l'ELD » : les évolutions des recettes liées aux abonnements et aux souscriptions et les charges d'exploitation sont conservées par l'ELD et ne modifient pas le tarif au cours de la période tarifaire.

Ainsi, la part des recettes nettes conservée par l'ELD constitue pour l'opérateur une incitation naturelle à raccorder de nouveaux consommateurs. Cependant, le développement du nombre de consommateurs raccordés au réseau suppose que l'ELD engage différentes actions qui donnent lieu à des dépenses supplémentaires. La part des recettes nettes conservées par l'ELD lors du raccordement de nouveaux consommateurs n'est pas suffisante pour l'inciter à engager ces actions efficacement alors que ces actions bénéficient à l'ensemble des consommateurs via la part qui leur est restituée.
La présente décision tarifaire introduit donc une régulation incitant les ELD à accroître le nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de distribution, à travers l'attribution d'un bonus par consommateur supplémentaire par rapport à la prévision du nombre de consommateurs en 2021 si aucune action n'était entreprise par les ELD. Dans le cadre de cette régulation incitative, le nombre de consommateurs est mesuré par le nombre de points de livraison actifs, c'est-à-dire ayant un contrat de fourniture.
La CRE a déterminé dans le tarif ATRD5 de GRDF des bonus unitaires pour deux catégories de consommateurs, sur la base d'une analyse économique coûts/bénéfices, en fonction des recettes nettes générées par point de livraison raccordé supplémentaire actif. Les deux catégories ainsi distinguées sont les consommateurs bénéficiant des options tarifaires T1 ou T2 ou « bas de portefeuille » et les consommateurs bénéficiant des options tarifaires T3 ou T4 ou « haut de portefeuille ». Ces bonus unitaires sont les suivants :
100 € par point de livraison actif bénéficiant des options tarifaires T1 ou T2 (« bas de portefeuille ») ;
3 000 € par point de livraison actif bénéficiant des options tarifaires T3 ou T4 (« haut de portefeuille »).
Les bonus unitaires retenus pour les ELD sont équivalents aux bonus unitaires retenus pour le tarif ATRD5 de GRDF multipliés par le coefficient de niveau du tarif ATRD5 de chaque ELD initialement fixé (voir paragraphe 3.2.1), hors comptage évolué :

Le calcul du bonus total à verser aux ELD sera effectué à l'issue de la période tarifaire ATRD5, sur la base de la moyenne annuelle en 2021 du nombre de points de livraison actifs pour chacune des deux catégories distinguées ci-dessus.
Les prévisions du nombre de consommateurs sur la période 2018-2021 retenues pour l'élaboration des tarifs ATRD5 incluent des objectifs prévisionnels de consommateurs raccordés supplémentaires (13). Pour chaque ELD, le revenu autorisé initialement couvert par le tarif ATRD5 comprend donc un montant prévisionnel au titre du développement du nombre de consommateurs raccordés qui se décompose de la façon suivante :

- l'incitation naturelle qu'aurait reçue l'opérateur si les prévisions du nombre de consommateurs prises en compte pour établir le tarif n'avaient pas inclus ces objectifs prévisionnels de consommateurs supplémentaires (abonnements + souscriptions de capacités - charges d'exploitation) ;
- le bonus prévisionnel calculé sur la base des bonus unitaires définis ci-dessus et appliqués aux objectifs prévisionnels de consommateurs supplémentaires.

Le montant prévisionnel au titre du développement couvert dans le revenu autorisé des ELD, ainsi que les objectifs prévisionnels de développement sont les suivants :

Pour 6 ELD, la prévision du nombre de consommateurs en 2021 prise en compte pour établir le tarif (voir paragraphe 2.2.2) inclut donc un objectif de consommateurs supplémentaires acquis grâce aux actions de développement représentant environ 6 % de cette prévision. Pour les 3 autres ELD, la prévision du nombre de consommateurs en 2021 prise en compte pour établir le tarif inclut un niveau d'objectif différent, selon le choix de ces ELD. Ainsi pour Réseau GDS, ce taux est proche de 9 %, pour Vialis de 7 % et pour GEG d'environ 1,4 %. Ces différences de niveau d'objectif expliquent les différences d'importance du montant prévisionnel par rapport au revenu autorisé selon les ELD. Une erreur sur le niveau d'objectif prévisionnel retenu pour établir le tarif serait in fine sans conséquence sur le revenu de l'ELD, le montant couvert ne dépendant pas de cet objectif prévisionnel mais uniquement du nombre de consommateurs réellement atteint en 2021 et de la prévision de nombre de consommateurs sans objectif de développement.
Afin de prendre en compte le résultat effectivement atteint en 2021, l'écart entre le bonus total et le bonus prévisionnel sera pris en compte à travers le solde du CRCP en fin de période tarifaire. Ainsi :

- si les objectifs sont battus et que le nombre de consommateurs raccordés aux réseaux est supérieur aux prévisions, l'ELD recevra un bonus supplémentaire au bonus prévisionnel ;
- si les objectifs ne sont pas atteints et que le nombre de consommateurs raccordés aux réseaux est inférieur aux prévisions, l'ELD sera pénalisée par une reprise du bonus prévisionnel à hauteur des écarts constatés.

Les hypothèses du nombre de consommateurs prennent en compte les transferts entre options tarifaires qui pourraient intervenir entre 2018 et 2021. Certains consommateurs sont notamment susceptibles de passer d'une option tarifaire T2 à une option tarifaire T3, ou réciproquement. Les montants des bonus unitaires correspondants sont significativement différents.
Si le nombre de ces transferts diffère en pratique des prévisions, le montant du bonus total en sera affecté, y compris lorsque ces transferts n'ont pas de conséquence sur les objectifs de la régulation incitative, à savoir de favoriser le raccordement de nouveaux consommateurs et d'inciter les consommateurs déjà raccordés aux réseaux de gaz à continuer de l'utiliser. Tel est notamment le cas de transferts résultant d'économies d'énergie réalisées par le consommateur, ou encore de ceux réalisés à la suite d'une optimisation tarifaire, à consommation inchangée.
En fin de période tarifaire, les ELD transmettront à la CRE une analyse de ces transferts, de leurs causes et des écarts par rapport aux prévisions. La CRE décidera, au regard de cette analyse et de celle conduite à l'issue du tarif ATRD5 de GRDF, de neutraliser dans le calcul du bonus total tout ou partie des effets de ces transferts entre options tarifaires.
Le cadre de régulation ainsi mis en place incite les ELD à développer le nombre de consommateurs raccordés et les rétribue uniquement en fonction des résultats obtenus. En conséquence, le tarif ATRD5 ne couvre aucun budget propre au développement dans les charges d'exploitation des ELD.
La majorité des acteurs se sont prononcés en faveur d'un tel cadre de régulation incitatif dans la consultation publique.

1.3.3 Régulation incitative des dépenses de recherche et développement (R&D)

Le tarif ATRD5 de GRDF a introduit un dispositif destiné à donner à GRDF les moyens pour mener à bien les projets de R&D et d'innovation nécessaires à la construction des réseaux de demain en garantissant notamment l'absence de frein tarifaire pour engager des projets de R&D ou réaliser des investissements innovants. Ce tarif met également en place un dispositif de suivi destiné à donner aux acteurs du secteur gazier une plus grande visibilité sur les projets menés par GRDF dans le domaine de l'innovation.
La définition d'un budget dédié à la R&D permettra d'identifier, le cas échéant, les montants consacrés à la R&D et destinés à financer des projets innovants.
La présente délibération introduit dans les tarifs ATRD5 des ELD un mécanisme de régulation incitative des dépenses de R&D y compris les dépenses pour les projets de type « smart grids » et pré-études pour les projets de comptage évolué des ELD, similaire à celui introduit par le tarif ATRD5 de GRDF. Ce mécanisme leur donne les moyens pour mener à bien les projets de R&D nécessaires à la construction des réseaux de demain en garantissant notamment l'absence de frein tarifaire pour engager de tels projets :

- les montants alloués à la R&D et non utilisés par chaque opérateur seront restitués aux utilisateurs en fin de période tarifaire via le mécanisme du CRCP. A cet effet, chaque ELD devra fournir un reporting annuel à la CRE qui pourrait faire l'objet d'un audit régulier ;
- un suivi en fin de période tarifaire des projets de R&D sera réalisé afin de pouvoir rendre compte aux utilisateurs des projets d'innovation menés par les ELD.

La quasi-totalité des contributeurs à la consultation publique est favorable à la mise en place de ces dispositifs.
Les actions de R&D menées au titre du développement du nombre de consommateurs raccordés au réseau de gaz ne sont pas prises en compte dans ce dispositif de régulation incitative, puisqu'elles font l'objet d'une incitation au développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz (voir paragraphe 1.3.2).
Seules trois ELD ont intégré des dépenses de R&D (y compris projets « smart grids » et pré-études de projets comptage évolué), hors dépenses relatives aux actions de R&D menées au titre du développement du nombre de consommateurs raccordés au réseau de gaz, pour la période ATRD5 (14). La régulation incitative pour ces 3 ELD porte sur les montants suivants :

Les éventuels écarts annuels entre la trajectoire réalisée et la trajectoire prévisionnelle devront être justifiés par chaque opérateur dans le cadre du bilan réalisé en fin de période tarifaire et transmis à la CRE.
La CRE publiera tous les quatre ans un rapport sur les actions menées par les ELD dans le cadre de la R&D, qui permettra de donner de la visibilité sur les projets menés par ces opérateurs, et financés par les tarifs ATRD.

1.3.4 Régulation incitative de la qualité de service

Afin d'assurer le maintien et l'amélioration du niveau de qualité de service offert par les ELD, un mécanisme de régulation incitative de la qualité de service a été mis en place par les tarifs ATRD3, entrés en vigueur au 1er juillet 2009, adapté à la taille et aux contraintes des opérateurs (nombre et nature des indicateurs, fréquence de publication, niveaux des objectifs et des incitations financières).
Les tarifs ATRD4 des ELD, entrés en vigueur au 1er juillet 2013, ont reconduit ce cadre de régulation en procédant à des ajustements visant à la fois à une simplification du mécanisme et à une extension des incitations financières à des indicateurs concernant la qualité de service rendu aux consommateurs finals, en cohérence avec les orientations retenues dans le tarif ATRD4 de GRDF. Les ELD disposant d'un tarif spécifique suivent entre 14 et 21 indicateurs, parmi lesquels entre 6 et 9 sont incités financièrement. Les ELD disposant du tarif commun suivent un unique indicateur, incité financièrement, celui relatif au nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD.
Les résultats de ces indicateurs sont publiés par les ELD sur leurs sites internet destinés au grand public. En complément, depuis 2016, chaque ELD élabore et publie sur son site internet un rapport annuel qui apporte un éclairage qualitatif sur les résultats des indicateurs de qualité de service. Par ailleurs, le suivi du mécanisme de la qualité de service des ELD a fait l'objet de cinq rapports de la CRE dont l'analyse a porté sur la période 2009-2015 : dans l'ensemble le bilan dressé est positif, les ELD enregistrent de bonnes performances. Toutefois, ces résultats sont à nuancer en raison de la faible volumétrie des assiettes de calcul pour certains indicateurs et de la faible présence de fournisseurs alternatifs sur les réseaux des ELD de gaz naturel.
Les ELD disposant d'un tarif spécifique considèrent que le mécanisme de régulation incitative de la qualité de service actuel est globalement satisfaisant. Toutefois, elles demandent des évolutions de leur mécanisme de suivi pour les tarifs ATRD5 dans le but, notamment, de réduire le périmètre des indicateurs suivis et de diminuer la fréquence de calcul et de remontée des données à la CRE.
Dans le cadre du tarif ATRD5 de GRDF, entré en vigueur au 1er juillet 2016, la CRE a fait évoluer le mécanisme de régulation incitative de la qualité de service de GRDF.
La présente décision tarifaire reconduit le mécanisme actuel de suivi de la qualité de service, en le faisant évoluer et en le complétant sur la base du retour d'expérience et en cohérence avec les orientations retenues dans le tarif ATRD5 de GRDF. Cette évolution vise ainsi, comme pour GRDF, à la fois à améliorer le suivi de la qualité de service, assurer une stabilité du système incitatif afin d'offrir une meilleure visibilité aux opérateurs et aux acteurs de marché, et simplifier le mécanisme d'attribution des incitations financières.
Afin d'alléger le mécanisme de suivi des indicateurs de qualité de service et d'uniformiser le format des données transmises par les ELD, la CRE demande que les ELD lui transmettent une fois par an seulement les résultats des indicateurs calculés à une maille trimestrielle (15).
La majorité des contributeurs à la consultation publique s'est exprimée en faveur de l'évolution de la fréquence de calcul et de remontée à la CRE des indicateurs de qualité de service.
Toujours dans le but d'alléger le mécanisme de suivi des indicateurs de qualité de service, la présente délibération fait évoluer la liste des indicateurs de qualité de service suivis. Notamment, elle supprime le suivi de certains indicateurs suivis depuis longtemps et qui affichent une stabilité et un très bon niveau de qualité de service ainsi que des indicateurs dont la volumétrie est particulièrement faible. Ces indicateurs pourront faire l'objet d'un suivi ou d'une analyse particulière à la demande de la CRE dans le rapport annuel de qualité de service rédigé par les opérateurs.
En complément et en cohérence avec les orientations retenues dans le tarif ATRD5 de GRDF, la présente délibération supprime le suivi de l'indicateur « Délai moyen de réalisation d'un changement de fournisseur ».
Afin de simplifier le suivi des indicateurs relatifs au nombre de réclamations reçues par les ELD, la présente délibération supprime la distinction par nature de réclamations. Les ELD disposant d'un tarif spécifique suivront donc les indicateurs « Nombre total de réclamations de consommateurs finals » et « Nombre total de réclamations de fournisseurs ». La suppression de cette distinction n'exclut pas un suivi attentif du nombre des réclamations avec un focus, le cas échéant, si ce nombre venait à fortement augmenter.
Enfin, pour les ELD utilisant un système de profilage total (16), la présente délibération introduit un indicateur de suivi des comptes d'écart distribution (17) (CED).
La quasi-totalité des contributeurs à la consultation publique a accueilli favorablement la diminution du nombre des indicateurs.
En cohérence avec les orientations retenues dans le tarif ATRD5 de GRDF, la présente délibération définit, pour chaque indicateur faisant l'objet d'une incitation financière (18), un unique objectif de référence en-dessous duquel l'opérateur versera une pénalité et au-dessus duquel il percevra un bonus. L'objectif de référence est identique pour l'ensemble des ELD et est fondé sur la moyenne pondérée des performances des ELD sur les deux années précédentes. En complément, la présente délibération détermine des valeurs plafond et plancher correspondant aux valeurs maximales et minimales du montant de l'incitation financière pour chacun de ces indicateurs en s'assurant que ces seuils correspondent à des situations exceptionnelles qui justifient l'interruption du mécanisme de régulation incitative.
Certains acteurs ayant répondu à la consultation publique ont émis des réserves sur cette évolution. Notamment, ils considèrent que la suppression de la zone financièrement « neutre » entre l'objectif de base et l'objectif cible augmente le risque pour les ELD. Ils estiment également que chaque ELD doit avoir soit un objectif de référence propre, soit un objectif unique équivalent à ceux de GRDF. Enfin, ils souhaitent que les valeurs plafond et plancher soient symétriques. Toutefois, la CRE considère que la suppression de la zone financièrement « neutre » incite les ELD à rester mobilisées pour accroître leur performance quel que soit le niveau atteint. La CRE considère également que le niveau de qualité de service proposé par les ELD doit être équivalent et qu'il est cohérent de fixer les objectifs de référence au regard de la performance historique moyenne des ELD.
En cohérence avec les orientations retenues dans le tarif ATRD5 de GRDF et dans le but d'offrir une meilleure visibilité aux ELD et aux acteurs de marché, la présente délibération fixe pour l'ensemble de la période tarifaire les définitions, les niveaux d'objectifs et d'incitations financières des indicateurs relatifs aux taux de réponse aux réclamations des consommateurs et des fournisseurs dans les délais. Par ailleurs, la CRE conserve la possibilité de modifier annuellement les autres indicateurs qui ont été récemment mis en place ou qui pourraient être sujets à de fortes variations en termes de définition, de niveaux d'objectifs et d'incitations financières. La CRE conserve également la possibilité, d'une part, d'ajouter ou de supprimer des indicateurs en cours de période tarifaire et, d'autre part, de décider de mettre en œuvre ou de supprimer des incitations financières sur des indicateurs existants si cela s'avérait nécessaire.
La majorité des contributeurs à la consultation publique s'est exprimée en faveur de cette proposition. Toutefois, certains acteurs demandent que les modifications de périmètre en cours de période tarifaire fassent l'objet d'une concertation préalable, ne remettent pas en cause la stabilité du système incitatif et que leur mise en œuvre n'ait pas d'impact sur les moyens alloués par les ELD au suivi des indicateurs de qualité de service.
Les indicateurs de suivi de la qualité de service des ELD ainsi que les incitations financières définis pour les tarifs ATRD5 sont présentés en annexe du présent document.

1.3.5 Régulation incitative pour le développement d'un portail fournisseur

Actuellement, seules cinq ELD (19) sur les neuf disposant d'un tarif ATRD spécifique mettent à disposition des fournisseurs un portail de communication dédié leur permettant d'effectuer des demandes contractuelles (mises en service, mises hors service, changement de fournisseur, etc.). La CRE considère qu'un tel portail facilite l'accès des fournisseurs aux consommateurs des territoires des ELD.
En conséquence, la présente délibération introduit un mécanisme incitatif à la mise en place d'un portail fournisseur pour les quatre ELD qui n'en disposent pas encore (20). Ce mécanisme est défini pour chacune des quatre ELD de la manière suivante :

- couverture par le tarif ATRD d'un budget de charges d'exploitation dédié au développement d'un portail fournisseur ;
- mise en place d'un indicateur de suivi de la disponibilité de ce portail fournisseur incité financièrement.

Pour définir le budget de charges d'exploitation correspondant, la CRE s'est fondée sur les résultats de ses précédents travaux, notamment ceux relatifs aux projets de comptage évolué, ainsi que sur les demandes tarifaires des ELD. Sur la base de ces éléments, la CRE estime qu'un budget de l'ordre de 800 k€ sur les 4 années de la période tarifaire est nécessaire pour développer un système d'information de type portail fournisseur. Afin d'inciter les ELD à retenir une solution efficace en se regroupant pour développer un tel portail, la CRE répartit ce budget entre Gedia, Caléo, Gaz de Barr et Veolia Eau au prorata du nombre de consommateurs desservis par chaque ELD de la manière suivante :

La couverture de ce budget par le tarif ATRD de ces 4 ELD est assortie de la mise en place d'un indicateur de suivi de la disponibilité de ce portail fournisseur incité financièrement dès l'entrée en vigueur des tarifs ATRD5. L'objectif de référence et le niveau des incitations financières sont calés de la manière suivante :

- un objectif de référence de taux de disponibilité du portail fournisseur de 90 % par an, inférieur à l'objectif de référence retenu pour les ELD qui disposent déjà d'un portail fournisseur (99,5 % par an) ;
- un niveau d'incitation financière asymétrique qui permet aux ELD de percevoir un bonus chaque année si le taux de disponibilité annuel dépasse l'objectif de référence et de payer une pénalité, uniquement sur l'année 2021, si le taux de disponibilité en 2021 se situe en-dessous de l'objectif de référence ;
- une valeur « plancher » de l'incitation correspondant à une pénalité égale à 110 % du budget total de charges nettes d'exploitation relatif au développement d'un portail fournisseur.

La majorité des contributeurs à la consultation publique s'est exprimée en faveur de cette proposition. Certains acteurs souhaitent que les ELD disposent d'un portail SI commun disposant des mêmes fonctionnalités que celui de GRDF. Ce sujet fait actuellement l'objet de discussions au sein du groupe de travail gaz (GTG) sous l'égide de la CRE.

1.3.6 Compte de régularisation des charges et des produits (CRCP)

Les tarifs sont calculés à partir d'hypothèses de charges, de quantités de gaz acheminées et de nombre de consommateurs finals desservis, établies pour la période tarifaire. Un mécanisme de correction a posteriori, le CRCP, a été introduit par les tarifs ATRD3 et modifié par les tarifs ATRD4, afin de prendre en compte les écarts entre les charges et les produits réellement constatés, et les charges et les produits prévisionnels sur certains postes peu prévisibles et préalablement identifiés.
Le CRCP prend en compte chaque année tout ou partie des écarts de coûts ou de revenus constatés sur des postes prédéfinis. L'apurement du solde de ce compte s'opère annuellement au 1er juillet de chaque année de manière automatique par une diminution ou une augmentation du revenu à recouvrer par le tarif, dont l'ampleur en valeur absolue est limitée à 2 %. Afin d'assurer la neutralité financière du mécanisme, un taux d'intérêt s'applique au solde du compte, sur la base d'une hypothèse de taux sans risque nominal fixée à 2,7 % pour la période tarifaire ATRD5.
Une très grande majorité d'acteurs s'est exprimée en faveur des orientations proposées par la CRE dans la consultation publique.
La CRE décide de conserver le principe général du CRCP existant, tout en faisant évoluer ses modalités de calcul et le périmètre de certains postes de charges et de revenus pris en compte par ce mécanisme. Les postes pris en compte à travers le CRCP pour les tarifs des ELD sont les suivants :

- les revenus perçus par les ELD sur les termes tarifaires proportionnels aux quantités de gaz acheminées sur le réseau de distribution, pris en compte à 100 % pour leur montant réalisé ;
- les charges de capital supportées par les ELD, prises en compte à 100 % pour leur montant réalisé, à l'exception de celles qui font l'objet du mécanisme de régulation incitative des charges de capital « hors réseaux » et pour lesquelles seul l'écart d'inflation est pris en compte ;
- les charges relatives aux pertes et différences diverses prises en compte à 100 % pour leur montant réalisé ;
- les pénalités perçues par les ELD pour les dépassements de capacités souscrites pour les consommateurs bénéficiant des options T4 et TP, reversées à 100 %, de façon à assurer la neutralité financière pour les ELD du système de pénalités ;
- les incitations financières générées par le mécanisme de régulation incitative de la qualité de service, pour tous les indicateurs concernés, hormis celui relatif au respect des rendez-vous client, afin de permettre le reversement aux utilisateurs du réseau des pénalités en cas de non-atteinte du niveau de qualité de service fixé, ou le versement aux ELD des bonus en cas de dépassement des objectifs (voir paragraphe 1.3.4) ;
- les incitations financières générées par le mécanisme de régulation incitative pour le développement d'un portail fournisseur pour les quatre ELD concernées (21) ;
- les charges relatives aux projets de comptage évolué de Régaz-Bordeaux et de GEG et les incitations financières qui seront définies par une prochaine délibération de la CRE portant décision sur le cadre de régulation incitative de ces systèmes de comptage évolué. Cette délibération sera prise en cas d'approbation par les ministres chargés de la consommation et de l'énergie du déploiement des projets de comptage évolué de gaz naturel de Régaz-Bordeaux et GEG (voir paragraphe 2.1.7) ;
- les charges générées par les impayés à compter de l'année 2018 (22) d'une part, et sur la période antérieure à l'année 2018 hors tarif réglementé de vente (TRV) d'autre part, prises en compte à 100 % (voir paragraphe 2.1.3) ;
- les revenus perçus par les ELD sur les participations de tiers, les recettes des prestations annexes perçues au titre des contrats de livraison directs et les recettes générées par les autres prestations récurrentes facturées aux fournisseurs (par exemple, les locations de compteur), dits « recettes extratarifaires non incitées », pris en compte à 100 %. En effet, les revenus correspondants sont d'un montant significatif, les volumes de réalisation sont difficilement prévisibles et une part importante des coûts correspondants est générée par des dépenses d'investissement couvertes à travers le CRCP ;
- les revenus perçus par les ELD sur les autres prestations annexes en cas d'évolution des tarifs de ces prestations en cours de période tarifaire, pour neutraliser l'effet du changement de tarif sur le revenu des ELD, lorsque cette évolution est différente de celle issue des formules d'indexation annuelle des tarifs des prestations ;
- les charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique. Ces charges correspondent aux versements effectués par les ELD postérieurement au 1er janvier 2018 (1er octobre 2017 pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr) y compris ceux au titre de périodes antérieures à cette date, dans la limite d'un montant maximum par point de livraison, auquel s'ajoutent, le cas échéant, les charges d'intérêts. Ces montants maximum, qui dépendent de la période considérée, sont identiques à ceux retenus pour le tarif ATRD5 de GRDF dans la délibération de la CRE n° 2017-238 (23) (voir paragraphe 2.1.4).

Les données comptables présentées par les ELD seront utilisées comme base des charges et produits réalisés pris en compte à travers le CRCP, quand cela est possible.
Le cas échéant, la prise en compte des différents postes à travers le CRCP sera assortie de contrôles sur le caractère efficace et prudent des charges engagées. Ces contrôles pourront porter, en particulier, sur les investissements engagés par les ELD et sur les charges relatives aux pertes et différences diverses.
Les conséquences financières des audits conduits par la CRE seront prises en compte à travers le CRCP.

1.3.7 Clause de rendez-vous

La présente décision tarifaire reconduit la clause de rendez-vous activable au bout de deux ans après l'entrée en vigueur du tarif, soit pour l'évolution du tarif au 1er juillet 2020, introduite par les tarifs ATRD4.
La quasi-totalité des contributeurs à la consultation publique est favorable au maintien d'une clause de rendez-vous pour les tarifs ATRD5, selon des critères d'activation similaires à ceux des tarifs ATRD4.
La clause de rendez-vous prévoit que les conséquences éventuelles de nouvelles dispositions législatives ou réglementaires ou d'une décision juridictionnelle ou quasi-juridictionnelle pourront être examinées si le niveau des charges nettes d'exploitation retenues dans les tarifs des ELD se trouvait modifié d'au moins 1 %. La trajectoire de charges nettes d'exploitation à couvrir par le tarif ATRD5 pourra être modifiée après cet examen, les conséquences financières induites par ces évolutions exogènes n'étant prises en compte qu'au titre de la période postérieure à la mise en œuvre de cette clause de rendez-vous, soit pour les années 2020 et 2021.

1.3.8 Cadre de régulation des ELD ne présentant pas de comptes dissociés

La présente délibération tarifaire, applicable à compter du 1er juillet 2018, définit un tarif ATRD commun pour les ELD n'ayant pas présenté de comptes dissociés, conçu pour s'appliquer pour une durée d'environ 4 ans.
Afin de maintenir une stabilité du niveau du tarif ATRD commun, la présente délibération tarifaire fait évoluer la méthode utilisée pour déterminer le niveau du tarif commun. A compter du 1er juillet 2018, le niveau du tarif commun ATRD en vigueur au 1er juillet de l'année N est égal à la moyenne arithmétique des niveaux des tarifs spécifiques des neuf ELD présentant actuellement des comptes dissociés en vigueur au 1er juillet de l'année N.
Par ailleurs, la présente délibération tarifaire reconduit le mécanisme actuel simplifié de suivi de la qualité de service pour ces ELD. Ce mécanisme est constitué d'un seul indicateur, le « Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD et indemnisés durant l'année M-11/M » donnant lieu à une incitation financière.

1.4 Structure des tarifs d'utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel
1.4.1 Continuité de la structure tarifaire existante

Les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel concernent plus de 11 millions de consommateurs. Pour contribuer au bon fonctionnement du marché du gaz en France, ces tarifs doivent être aussi simples et lisibles que possible. Pour les présents tarifs, la CRE a retenu, dans la continuité des tarifs ATRD précédents, les principes généraux suivants :

- péréquation géographique pour l'ensemble des concessions d'un même GRD, autres que celles concédées dans le cadre d'une mise en concurrence ;
- fixation d'un tarif spécifique pour chaque GRD tenant des comptes dissociés et d'un tarif commun pour les autres GRD ;
- la structure tarifaire est composée de quatre options tarifaires principales, correspondant aux segments de clientèle suivants :
- option binôme (24) T1 : consommation annuelle de 0 à 6 000 kWh ;
- option binôme T2 : consommation annuelle de 6 000 à 300 000 kWh ;
- option binôme T3 : consommation annuelle de 300 000 à 5 000 000 kWh ;
- option trinôme T4 (25) : consommation annuelle supérieure à 5 000 000 kWh.

Les seuils ci-dessus sont établis en tenant compte de la contribution tarifaire d'acheminement (CTA) qui s'applique sur les termes fixes du tarif et pour une modulation de 178 jours pour l'option T4 ;

- définition d'une option tarifaire spéciale dite « tarif de proximité » (option trinôme TP), pour les grands consommateurs installés à proximité du réseau de transport de gaz et déjà alimentés par les réseaux de distribution ;
- les modalités de facturation des consommateurs ne disposant pas de compteur individuel sont les suivantes :
- pour l'ensemble des consommateurs finals d'un immeuble ou d'un groupement de logements ne disposant pas de compteur individuel mais disposant d'un compteur collectif et ayant souscrit collectivement un contrat de fourniture, un abonnement égal à celui de l'option T1 est facturé, appliqué au nombre de logements alimentés en gaz, et une part proportionnelle égale à celle de l'option tarifaire T1 est appliquée à la consommation de gaz mesurée par le compteur collectif ;
- pour un consommateur ne disposant pas de compteur individuel ou collectif, un forfait évalué sur la base d'une consommation de 660 kWh, est appliqué ;
- pour un point de livraison donné, le choix de l'option tarifaire est laissé au fournisseur. Le tarif s'applique par point de livraison ;
- un mécanisme de pénalisation des dépassements de capacité souscrite pour les options tarifaires T4 et TP.

1.4.2 Harmonisation des grilles tarifaires des ELD de gaz naturel

Dans un contexte de convergence globale des pratiques et des règles applicables à l'ensemble des GRD en vue de contribuer au bon fonctionnement du marché, la présente délibération harmonise les grilles tarifaires des ELD de gaz naturel en les rendant homothétiques à celle de GRDF (hors coefficient Rf, voir paragraphe 1.4.3).
En réponse à la consultation publique, une majorité d'acteurs se sont déclarés favorables à cette harmonisation.
Le faible impact de l'harmonisation des grilles de GEG, Vialis, Gedia, Caléo, Gaz de Barr, Sorégies et Veolia Eau sur la facture acheminement distribution des consommateurs raccordés à leur réseau permet de rendre homothétiques ces grilles tarifaires avec celle de GRDF à compter du 1er juillet 2018 (à l'exception de l'option tarifaire TP pour Veolia Eau).
En revanche, l'harmonisation des grilles de Régaz-Bordeaux et de Réseau GDS avec celle de GRDF a un impact plus significatif sur les factures acheminement distribution des consommateurs raccordés à leur réseau, ce qui conduit la CRE à rendre ces grilles (à l'exception de l'option tarifaire TP pour Réseau GDS) homothétiques à compter du 1er juillet 2021, à l'issue d'une période de lissage de trois ans.
Les termes tarifaires de l'option TP des grilles tarifaires de Réseau GDS et Veolia Eau divergeant fortement de ceux de GRDF, l'harmonisation des grilles tarifaires conduirait à de fortes évolutions de factures acheminement distribution pour les consommateurs industriels en bénéficiant. En conséquence, la CRE exclut l'option tarifaire TP de l'harmonisation des grilles tarifaires pour les ELD alimentant actuellement des consommateurs bénéficiant de l'option TP, soit Réseau GDS et Veolia Eau.
Etant donné que les grilles tarifaires des ELD seront homothétiques à celles de GRDF, les possibles adaptations de la structure du tarif ATRD de GRDF à l'horizon du tarif ATRD6 de GRDF seront également prises en compte dans la structure des grilles tarifaires des ELD.

1.4.3 Prise en compte du montant moyen de la contrepartie financière versée aux fournisseurs au titre de la gestion des clients en contrat unique (coefficient « Rf »)

Le dispositif mis en place par la délibération de la CRE n° 2017-238 du 26 octobre 2017 portant modification des délibérations de la CRE du 25 avril 2013, du 22 mai 2014 et du 10 mars 2016 portant décision sur les tarifs péréqués d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel est pris en compte par la présente délibération tarifaire.
Ainsi, pour chacune des options tarifaires, un coefficient « Rf » s'appliquant à compter du 1er janvier 2018, vient augmenter l'abonnement annuel pour prendre en compte le montant moyen de la contrepartie financière versée aux fournisseurs au titre de la gestion des clients en contrat unique.
Les valeurs de référence pour déterminer le coefficient Rf ainsi que les valeurs du coefficient Rf sont actuellement définies par la délibération de la CRE du 25 avril 2013 (26) modifiée par la délibération susmentionnée n°2017-238.
Afin de limiter la complexité induite pour le fonctionnement du marché du gaz naturel ainsi que pour les systèmes d'information des fournisseurs et des GRD, le montant, en euros par an, de l'augmentation de la part fixe appliquée est identique pour l'ensemble des GRD pour les tarifs péréqués comme pour les tarifs non péréqués.

1.4.4 Traitement tarifaire des GRD de rang n+1

Le traitement tarifaire des GRD de rang n+1 qui s'applique pour les tarifs des ELD est celui en vigueur pour GRDF. Ce traitement tarifaire est actuellement défini dans la délibération de la CRE du 10 mars 2016 (27) modifiée par la délibération n° 2017-238 du 26 octobre 2017 (28) (partie III.A.11).

2. Paramètres des tarifs ATRD5 des ELD et de leur trajectoire d'évolution
2.1 Revenu autorisé prévisionnel

L'article L. 452-1 du code de l'énergie dispose que « les tarifs d'utilisation des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel et des installations de gaz naturel liquéfié, […], sont établis de manière transparente et non discriminatoire afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par ces gestionnaires, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau ou d'installations efficace. […]. Figurent notamment parmi ces coûts les dépenses d'exploitation, de recherche et de développement nécessaires à la sécurité du réseau et à la maîtrise de la qualité du gaz naturel injecté ou soutiré ainsi que la partie du coût des extensions de réseaux restant à la charge des distributeurs. »
Conformément à cet article du code de l'énergie, les charges prévisionnelles des ELD ont été déterminées par la CRE à partir de l'ensemble des coûts nécessaires au fonctionnement des réseaux de distribution, tels qu'ils ont été communiqués à la CRE par les ELD dans leur demande tarifaire et tels qu'ils apparaissent dans la comptabilité des opérateurs. Les charges prévisionnelles retenues pour les tarifs ATRD5 définissent une trajectoire pour la prochaine période tarifaire correspondant à celle d'opérateurs efficaces.
Les ELD ont transmis en décembre 2016 à la CRE leurs demandes tarifaires pour la période 2018-2021. Réseau GDS, GEG, Vialis, Gedia et Gaz de Barr ont mis à jour leur demande tarifaire en mai 2017 par rapport à leur demande initiale.
La CRE a analysé en détail l'ensemble des postes de charges présentés par les ELD pour la période 2018-2021 pour s'assurer qu'ils correspondent à ceux d'opérateurs efficaces. La CRE s'est appuyée pour cela sur les résultats de l'audit des charges d'exploitation réalisées et prévisionnelles des ELD sur les exercices 2013 à 2021 confié à un cabinet externe et sur ses propres analyses. Elle a accepté l'intégralité des demandes des ELD en ce qui concerne les dépenses d'investissement et de sécurité. Elle a procédé à des révisions des trajectoires présentées par les ELD sur certains autres postes.
La grande majorité des acteurs ayant répondu à la consultation publique est favorable aux orientations de la CRE concernant le niveau tarifaire. Les contributeurs sont globalement favorables à la couverture des nouvelles dépenses demandées par les ELD et aux ajustements présentés par la CRE.

2.1.1 Demandes des ELD
2.1.1.1 ELD disposant d'un tarif ATRD spécifique

Le tableau ci-dessous présente les demandes de hausse tarifaire des ELD au 1er juillet 2018 avec un équilibre tarifaire calculé sur 4 ans et une évolution annuelle à compter du 1er juillet 2019 de la grille tarifaire égale à l'inflation.
Les demandes des ELD ont été formulées sur la base d'un coût moyen pondéré du capital (CMPC) égal à 5,46 % (réel avant impôts) et hors projet de comptage évolué.
Les hausses auxquelles conduisent les demandes des ELD résultent notamment des éléments suivants :

- effet « tarif constant » : évolution si les charges à couvrir sur 2018-2021 se situaient dans le prolongement des charges d'exploitation et des charges de capital retenues au titre du tarif ATRD4, en suivant une évolution égale à l'inflation, avec chaque année le même portefeuille de clients/volumes que celui pris en compte dans le tarif ATRD4 ;
- effet « portefeuille » : évolution du fait de la prise en compte des quantités acheminées et du nombre de consommateurs raccordés attendus pour 2018-2021, en remplacement des prévisions faites pour le tarif ATRD4 ;
- effet « assiette CCN » : prise en compte des charges de capital normatives (CCN) correspondant à la BAR prévue chaque année sur 2018-2021 au lieu de l'assiette définie pour le tarif ATRD4, avec un taux de rémunération (CMPC) identique à celui du tarif ATRD4 (soit 6 %, réel avant impôt) ;
- effet « taux de rémunération » : prise en compte d'un taux de 5,46 % (réel, avant impôts) demandé par les ELD au lieu du taux de 6 % du tarif ATRD4 ;
- effet « charges d'exploitation » : prise en compte du niveau demandé de charges d'exploitation, au lieu de la prolongation du niveau retenu dans le tarif ATRD4.

A l'exception de Caléo, les évolutions tarifaires au 1er juillet 2018 demandées par les ELD sont très élevées. Elles s'expliquent principalement par des hausses très importantes des charges nettes d'exploitation et, dans une moindre mesure, par la baisse des quantités acheminées et du nombre de consommateurs raccordés.
Ce tableau met également en évidence la baisse du CMPC et l'effet mécanique du CRCP inclus dans « l'effet tarif constant » qui influent fortement à la baisse sur l'évolution au 1er juillet 2018.
Les demandes des ELD conduiraient à un accroissement de l'écart entre leurs tarifs et le tarif de GRDF, sauf pour Caléo, alors que la tendance historique est à une réduction de cet écart :

2.1.2 Charges d'exploitation

L'évolution des charges et produits d'exploitation des ELD pour la prochaine période tarifaire est due principalement :

- aux charges en lien avec les nouvelles réglementations (lois NOTRe et LTECV) ;
- aux réorganisations des filiales au sein de leurs groupes pour Régaz-Bordeaux, GEG et Sorégies ;
- aux nouveaux coûts liés aux impayés sur la part acheminement qui doivent être supportés par les GRD, pris en compte par certaines ELD dans leur demande ;
- à l'évolution de certaines redevances ;
- à l'évolution des charges de personnel.

Le traitement des charges d'exploitation relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique est défini au paragraphe 2.1.4.
Les charges nettes d'exploitation réalisées ont été retraitées des charges non couvertes par le tarif ATRD4 (redevances non couvertes).
Les trajectoires prévisionnelles de charges nettes d'exploitation présentées par les ELD pour la période ATRD5 2018-2021 sont les suivantes :

(*) Réalisé 2016 pour Régaz-Bordeaux et Gaz de Barr. Les charges nettes d'exploitation 2016 définitives n'étaient pas disponibles pour les autres ELD au moment de leur analyse.