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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)

La CRE a demandé aux ELD une mise à jour de leurs demandes tarifaires pour fin mai 2017, afin de prendre en compte les éventuelles informations nouvelles, publiques ou connues à cette date, susceptibles d'avoir des impacts à la hausse comme à la baisse sur les trajectoires tarifaires précédemment transmises. Ces mises à jour sont comprises dans les trajectoires présentées ci-dessus.
Ces trajectoires n'intègrent pas les coûts d'exploitation prévisionnels liés aux projets de comptage évolué de Régaz-Bordeaux et GEG dont le début du déploiement est prévu pendant la période tarifaire ATRD5 sous réserve de la décision favorable des ministres. Ces trajectoires sont présentées au paragraphe 2.1.7).
Pour fixer le niveau des charges d'exploitation prévisionnelles à couvrir par les tarifs ATRD5, la CRE a analysé de manière approfondie les demandes des ELD, en se fondant notamment sur :

- les données issues de leurs comptes pour les années 2013 à 2015 (2016 pour Régaz-Bordeaux et Gaz de Barr) ;
- les hypothèses d'évolution des dépenses pour les années 2018 à 2021 communiquées par les ELD ;
- les résultats d'un audit des charges d'exploitation réalisées et prévisionnelles des opérateurs sur les exercices 2013 à 2021 effectué par un auditeur externe.

La CRE retient comme référence pour ses travaux, le niveau des charges atteint par les opérateurs au cours de la période tarifaire ATRD4, afin de faire bénéficier les consommateurs des gains de productivité réalisés pendant cette période. La CRE s'est ainsi appuyée pour partie sur les données constatées des exercices 2015 et 2016 (si disponible) afin d'apprécier les trajectoires prévisionnelles présentées par les opérateurs, tout en prenant en compte :

- des facteurs exceptionnels ou non récurrents intervenus sur cet exercice ;
- des nouveaux projets susceptibles d'avoir des effets sur le niveau de charges au cours de la période 2018-2021.

2.1.2.1 Analyse des principaux postes de charges d'exploitation

La CRE a sollicité un auditeur externe en février 2017 pour réaliser un audit des charges d'exploitation présentées par les ELD en complément des analyses qui ont été menées par la CRE. Les travaux se sont déroulés entre les mois de février et juin 2017.
Les objectifs de l'audit étaient d'analyser les charges et produits d'exploitation supportés par chaque ELD sur la période 2013-2021, de porter une appréciation sur les évolutions proposées et de formuler des recommandations sur le niveau des coûts correspondant à ceux d'un opérateur de réseau efficace à prendre en compte pour les tarifs ATRD5.
Dans sa démarche, l'auditeur a proposé des ajustements lorsque les charges demandées par les ELD paraissaient surévaluées, sous évaluées ou erronées.
Certains de ces ajustements concernent la majorité des ELD, et portent principalement sur la mise en cohérence des hypothèses salariales, les évolutions des missions des GRD induites par les lois NOTRe et LTECV et les réorganisations de groupe. Ces ajustements sont détaillés ci-dessous.
Les conclusions des rapports d'audit ont donné lieu à des échanges avec les ELD dans le courant du mois de mai 2017. Les ELD ont ainsi formulé leurs observations sur les résultats de ces travaux et ont transmis à l'auditeur des justifications supplémentaires, pour partie nouvelles, et non fournies dans le cadre de la mission d'audit.
L'auditeur a modifié son rapport en prenant en compte certaines observations des ELD. Les rapports finaux de l'auditeur ont été publiés en même temps que la consultation publique du 20 juillet 2017.
Certaines justifications et mises à jour transmises tardivement par les ELD n'ont pu faire l'objet d'une analyse approfondie par l'auditeur dans les temps impartis pour la mission. Elles ont cependant été analysées par la CRE.
Dans la consultation publique du 20 juillet 2017, la CRE a présenté des analyses préliminaires sur la base de l'ensemble des éléments précédents (fourchette basse et fourchette haute sur la période 2018-2021).
Les paragraphes suivants présentent les conclusions des analyses de la CRE sur les niveaux des postes de charges et produits d'exploitation demandés par les opérateurs.

2.1.2.1.1 Charges liées aux lois NOTRe et LTECV

Les collectivités territoriales voient évoluer et s'élargir leur champ d'actions dans le domaine de l'énergie en application de la loi n°2015-991 du 7 août 2015 portant sur la nouvelle organisation territoriale de la République, dite loi « NOTRe », et de la loi n° 2015-992 du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte (dite « LTECV »).
La mise en place de ces évolutions législatives et réglementaires concerne notamment les GRD qui indiquent devoir mettre en œuvre les actions suivantes :

- la mise en œuvre de prestations d'accompagnement des collectivités territoriales dans le développement des territoires ;
- l'établissement d'une prévision pluriannuelle concernant notamment la consommation de gaz naturel et la production renouvelable ;
- la mise à disposition des personnes publiques de données relatives à l'énergie ;
- la mise à disposition des consommateurs de leurs données de comptage et des systèmes d'alerte ;
- la mise à disposition des propriétaires ou gestionnaires d'immeubles à usage résidentiel ou tertiaire qui en font la demande des données de consommation ;
- la prise en compte des évolutions relatives au compte rendu annuel de concession transmis par les organismes de distribution de gaz naturel aux autorités concédantes ;
- la mise en œuvre par les gestionnaires de réseau des dispositifs incitant les utilisateurs des réseaux à limiter leur consommation ;
- la mise en œuvre de projets dits « smart grids » avec la surveillance en temps réel et la conduite dynamique du réseau.

Ces évolutions entrainent des charges supplémentaires de consommations externes et de charges de personnel pour toutes les ELD.
L'auditeur a effectué une analyse comparative entre les demandes des ELD. En tenant compte des tailles et spécificités de chacune, des ajustements ont été proposés pour celles dont les demandes étaient surévaluées. Ces ajustements sont retenus par la CRE.

2.1.2.1.2 Les réorganisations des groupes

Trois ELD sont concernées par une réorganisation de leur groupe lors de la période ATRD5 : Régaz-Bordeaux, GEG et Sorégies.
Régaz-Bordeaux :
L'organisation actuelle du groupe constitué par Régaz-Bordeaux (GRD) et Gaz de Bordeaux (fournisseur) ne satisfaisant pas aux exigences de l'article L. 111-61 du code de l'énergie, la CRE a demandé dans ses précédents rapports sur le respect du code de bonne conduite et sur l'indépendance des GRD à Régaz-Bordeaux de se mettre en conformité.
Régaz-Bordeaux prévoit de modifier l'organisation juridique du groupe en filialisant l'activité du GRD dans une structure dépourvue de tout lien capitalistique direct avec une entité en charge de la fourniture de gaz naturel ou de la production de biométhane.
Les coûts de la mise en place de cette filialisation (honoraires) représentent 255 k€ en 2018. La totalité de ces coûts sont pris en compte par Régaz-Bordeaux dans sa demande.
La CRE considère que ces coûts de mise en place de la filialisation devraient être répartis entre les activités de GRD et les autres activités. La CRE retient une répartition fondée sur le résultat d'exploitation des entités concernées et ajuste la trajectoire de charges d'exploitation en conséquence (67 k€ en 2018).
GEG :
Le GRD d'électricité de GEG devrait dépasser le seuil de 100 000 clients desservis en 2017. En application de l'article L.111-57 du code de l'énergie, GEG est donc contraint de séparer juridiquement son activité de GRD d'électricité de toute activité de fourniture ou de production d'électricité. La solution envisagée par GEG est de loger dans la même entité juridique les activités de GRD d'électricité et de gaz.
La CRE considère que les coûts liés à la séparation juridique rendue obligatoire du fait de l'activité électricité sans être obligatoire pour l'activité gaz ne sauraient être imputés à cette activité gaz et devraient être supportés en totalité par l'activité électricité. En conséquence, la CRE ajuste la trajectoire des charges d'exploitation des coûts supplémentaires imputés au GRD de gaz par GEG, de l'ordre de 220 k€ en moyenne par an.
Sorégies :
A compter du 1er janvier 2017, Sorégies sous-traitera l'exploitation et la maîtrise d'œuvre des travaux neufs sur les réseaux de gaz naturel à SRD, GRD d'électricité sur le développement de la Vienne, via une convention de prestations.
La CRE considère qu'une partie des surcoûts induits selon Sorégies par cette réorganisation ont été insuffisamment justifiés par le GRD et ajuste la trajectoire des charges d'exploitation en conséquence (180 k€ en moyenne par an).

2.1.2.1.3 Mise en cohérence des hypothèses salariales

La CRE retient un ajustement au titre des charges de personnel afin, d'une part, d'harmoniser les hypothèses de salaire national de base (SNB) du régime des industries électriques et gazières (IEG) avec celles prises en compte dans les tarifs d'infrastructures établis par la CRE en 2015 et 2016, et d'autre part, de prendre en compte l'annonce faite le 12 décembre 2016 par les employeurs de la branche des IEG concernant le gel de l'évolution du taux de SNB pour 2017. Cet ajustement s'applique à toutes les ELD.

2.1.2.1.4 Redevances

La CRE considère que le tarif d'une ELD doit couvrir uniquement les redevances qui servent à financer les frais supportés par l'autorité concédante en compensation d'une prestation de service rendu à l'ELD et non celles qui pourraient s'apparenter à une rémunération d'actionnaire afin d'éviter une double rémunération avec la couverture des charges de capital normatives déjà prévue par ailleurs.
En conséquence, seules la partie de la redevance de concession R1 (ou redevance de droit de contrôle) qui sert à financer les frais supportés par l'autorité concédante, les redevances d'occupation des sols (RODP) et les redevances du domaine fluvial et ARCEP peuvent être couvertes par les tarifs ATRD5 des ELD.
Les montants correspondants ont été intégrés dans la trajectoire de charges à couvrir. Des ajustements sont pris en compte pour d'autres redevances pour la raison exposée précédemment.

2.1.2.1.5 Interface transport distribution

Les charges engagées par les gestionnaires de réseau de transport (GRT) pour procéder aux réparations, remplacements et renouvellements des postes de livraison et des charges associées à l'entretien des branchements aux points d'interface transport distribution (PITD) étaient auparavant facturées par les GRT aux GRD.
Ces charges sont désormais couvertes par le tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et de TIGF (dit « tarif ATRT6 »), conformément à la délibération de la CRE du 5 janvier 2017 (29) approuvant les conditions générales des contrats de raccordement des GRT et aux dispositions des délibérations tarifaires ATRD5 de GRDF du 10 mars 2016 (30) et ATRT6 du 15 décembre 2016 (31).
La présente délibération ne retient pas, par conséquent, ces charges dans le périmètre des charges à couvrir par les tarifs ATRD5 des ELD.

2.1.2.1.6 Dissociation des zones non péréquées

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. […]. »
Ce même article dispose également 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 ».
En application de ces dispositions, les tarifs ATRD5 péréqués ne doivent pas couvrir les coûts de réseaux résultant de l'application de l'article L. 432-6 du code de l'énergie, ces derniers faisant part ailleurs l'objet de tarifs spécifiques.
Pour les ELD pour lesquelles la distinction entre les charges relatives aux zones péréquées et celles relatives aux zones non péréquées n'a pas été faite dans leur demande tarifaire, des ajustements ont été proposés par l'auditeur. Ces ajustements s'appuient en général sur la quote-part de volumes acheminés. La présente délibération maintient ces ajustements pour Gedia, Caléo et Gaz de Barr.
Les autres ELD desservant des concessions non péréquées (Réseau GDS, GEG, Veolia Eau) ont distingué les charges relatives aux zones non péréquées dans leur demande tarifaire. Celles-ci n'ont donc pas été prises en compte dans leur demande tarifaire et aucun ajustement n'a été retenu.

2.1.2.1.7 Charges relatives aux pertes et différences diverses

Les pertes et différences diverses correspondent à la différence entre les quantités livrées par les gestionnaires de réseau de transport (GRT) en entrée du réseau de distribution et les quantités effectivement facturées aux consommateurs sur ce réseau. Elles proviennent :

- des pertes techniques liées aux fuites, au remplissage des réseaux neufs, aux purges des ouvrages avant intervention et aux agressions des ouvrages en service lors de travaux ;
- de la marge d'imprécision du comptage du gaz au niveau des postes transport à l'interface avec le réseau de distribution et au niveau des postes clients (biais de comptage), ainsi que d'autres incertitudes liées notamment à la conversion des volumes lus sur les compteurs en énergie. En effet, la conversion du volume de gaz (en m3) en quantité d'énergie (en kWh) entraîne des différences entre les quantités de gaz mesurées aux points d'interface transport-distribution (PITD) et les quantités prises en compte lors de la relève des compteurs des consommateurs finals ;
- des pertes non techniques telles que les fraudes, les écarts entre l'index enregistré au départ d'un consommateur et celui enregistré à l'arrivée de son successeur, les erreurs de relevé, les erreurs dans les fichiers de facturation, etc.

Les pertes et différences diverses des réseaux de certaines des ELD, qui en ont fait le choix, sont compensées par les fournisseurs historiques. Les autres ELD supportent les charges suivantes :

- un compte d'écarts distribution (CED) avec chaque fournisseur qui permet de régulariser les écarts entre les estimations initiales des quantités consommées et les quantités réellement mesurées ;
- un compte inter-opérateur (CIO) avec le GRT concerné qui permet de régulariser les écarts de comptage aux PITD.

En revanche, à ce jour, aucune ELD n'achète de gaz directement sur les marchés pour compenser les pertes et différences diverses.
Les trajectoires des charges relatives aux pertes et différences diverses prises en compte dans le revenu autorisé prévisionnel sont les suivantes :

Les autres ELD n'ont pas intégré de telle trajectoire dans leur demande, soit parce qu'elle est nulle en prévision, soit car les pertes et différences diverses sont compensées par le fournisseur historique.
Etant donné le caractère très variable de ce poste de pertes et différences diverses et la complexité à le maitriser pour les ELD, les charges réelles supportées relatives aux pertes et différences diverses seront prises en compte via le CRCP (voir paragraphe 1.3.6).

2.1.2.2 Effort de productivité

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 recherche d'efforts de productivité. »
La CRE a analysé en détail les trajectoires d'évolution des charges d'exploitation des ELD, en s'appuyant notamment sur le bilan des tarifs ATRD4, sur les trajectoires demandées et les éléments justificatifs fournis sur la période des tarifs ATRD5 et les hypothèses de productivité présentées par les opérateurs.
Sur la base de ces éléments, la CRE ne retient pas d'ajustement additionnel au titre d'un effort de productivité dans les trajectoires ATRD5 des ELD, à l'exception de GEG et Veolia Eau.
GEG :
En accord avec GEG, la CRE retient les effets attendus sur la période 2018-2021 des plans de performance mis en place au sein du GRD pendant la période tarifaire ATRD4 et qui n'avait pas été pleinement pris en compte dans le plan d'affaires présenté par GEG. La CRE retient un ajustement à ce titre de 175 k€ par an en moyenne.
Veolia Eau :
La CRE constate que Veolia Eau a très significativement dépassé le niveau des charges d'exploitation prévus sur la période tarifaire ATRD4 (+ 360 k€ en moyenne par an soit + 24 % en moyenne par an). Ces surcoûts sont également pris en compte par Veolia Eau dans sa demande pour la période ATRD5. La CRE considère que ces surcoûts sont insuffisamment justifiés et retient une productivité additionnelle progressive de 30 k€ en 2018 à 120 k€ en 2021 pour la période ATRD5.

2.1.2.3 Synthèse des ajustements par ELD

Le tableau ci-dessous reprend pour l'ensemble des ELD :

- d'une part, la dernière année de charges réalisées sur la période tarifaire ATRD4, retraitées des charges relatives au développement, afin d'avoir une base de comparaison avec la période ATRD5 pour laquelle les tarifs ne couvrent aucun budget propre au développement dans les charges d'exploitation (voir paragraphe 1.3.2) ;
- d'autre part, les charges d'exploitation dont la couverture est demandée par les opérateurs, les ajustements par rapport à cette demande et les trajectoires retenues pour les tarifs ATRD5 (2018-2021) par la CRE, en moyenne par an. Ces charges ne prennent pas en compte les impayés sur la part acheminement. Les autres ajustements dans la dernière colonne du tableau comprennent les ajustements sur les charges au titre des lois NOTRe et LTECV (voir paragraphe 2.1.2.1.1), des charges de personnel (paragraphe 2.1.2.1.3), des impôts et taxes et l'ensemble des autres ajustements non détaillés dans cette délibération mais ayant fait l'objet d'échanges avec les opérateurs.

Les graphiques ci-dessous incluent des trajectoires retraitées des dépenses de développement pour chacune des ELD. Ces trajectoires intègrent les charges relatives aux impayés sur la part acheminement présentées au paragraphe 2.1.3. Les trajectoires présentent :

- les niveaux de charges couvertes et réalisées lors des tarifs ATRD4 ;
- les niveaux de charges d'exploitations demandées par les ELD pour les tarifs ATRD5 ;
- les fourchettes « haute » et « basse » présentées lors de la consultation publique ;
- les niveaux de charges retenues par la CRE pour l'ATRD5.

Régaz-Bordeaux :
Les principaux ajustements appliqués sur la trajectoire concernent les postes redevances, charges de personnel, production immobilisée et recettes extra-tarifaires :

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Réseau GDS :
Les principaux ajustements appliqués sur la trajectoire concernent les postes redevances, charges de personnel et recettes extra-tarifaires :

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GEG :
Les principaux ajustements appliqués sur la trajectoire concernent les postes redevances, CCN actifs communs, charges de personnel, recettes extra-tarifaires auxquels s'ajoutent les ajustements au titre du plan de performance et de la séparation juridique :

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Vialis :
Les principaux ajustements appliqués sur la trajectoire concernent les postes redevances, autres charges et charges de personnel :

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Gedia :
Les principaux ajustements appliqués sur la trajectoire concernent les postes redevances, services extérieurs, dépenses de communication (hors développement) et charges de personnel :

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Caléo :
Les principaux ajustements appliqués sur la trajectoire concernent les postes charges de personnel et autres charges :

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Gaz de Barr :
Les principaux ajustements appliqués sur la trajectoire concernent les postes de services extérieurs et de charges de personnel :

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Veolia Eau :
Les principaux ajustements appliqués sur la trajectoire concernent les postes redevances, services extérieurs, charges de personnel et charges de refacturation à la maison mère auxquels s'ajoute l'ajustement au titre de la productivité additionnelle.

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Sorégies :
Les principaux ajustements appliqués sur la trajectoire concernent les postes redevances, services extérieurs, production immobilisée et recettes extra-tarifaires :

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2.1.3 Charges dues aux impayés

Les clients finals concluent avec leur fournisseur de gaz naturel des contrats de vente qui incluent la fourniture de gaz proprement dite et l'utilisation des infrastructures gazières nécessaires à la livraison du gaz aux consommateurs. Dans ce cadre, les fournisseurs de gaz naturel, selon les dispositions du contrat d'acheminement qu'ils signent avec les GRD, collectent les tarifs d'acheminement sur le réseau de distribution auprès de leurs clients et les reversent au GRD. Jusqu'à présent, les fournisseurs s'acquittaient auprès des GRD de l'ensemble des montants dus par leurs clients au titre de l'acheminement, même pour ceux n'ayant pas payé leur facture.
Or, dans sa décision du 19 septembre 2014 (32), le CoRDiS rappelle qu'il incombe au GRD, contrairement à la pratique antérieure, de supporter la charge des impayés relative aux tarifs d'acheminement sur le réseau de distribution. La CRE en a tiré les conséquences en prenant en compte les charges relatives aux impayés dans le tarif ATRD5 de GRDF.
En application des principes rappelés par le CoRDiS dans la décision susmentionnée, la CRE décide de prendre en compte pour les tarifs ATRD5 des ELD les charges relatives aux impayés, selon les mêmes modalités que celles retenues pour GRDF et pour les mêmes raisons que celles exposées dans la délibération de la CRE du 10 mars 2016 (33).
Charges annuelles relatives aux impayés prises en compte à compter du 1er janvier 2018 (à compter du 1er octobre 2017 pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr)
La CRE décide de prendre en compte dans la trajectoire prévisionnelle, au titre des charges annuelles relatives aux impayés de la part acheminement à compter du 1er janvier 2018 (à compter du 1er octobre 2017 pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr), un montant normatif correspondant à 0,9 % du revenu autorisé prévisionnel de chaque ELD, sauf pour celles qui ont justifié d'un niveau différent : 0,6 % du revenu autorisé prévisionnel de Réseau GDS, 0,4 % de celui de Gaz de Barr, et 0,3 % de celui de Vialis. Les charges réellement supportées par les ELD seront prises en compte au CRCP (voir paragraphe 1.3.6).
Charges relatives aux impayés prises en compte pour la période antérieure au 1er janvier 2018 (pour la période antérieure au 1er octobre 2017 pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr)
La CRE considère que le niveau des tarifs réglementés de vente (TRV) a été défini pour couvrir l'ensemble des coûts des fournisseurs historiques, y compris ceux des impayés relatifs à l'acheminement. En conséquence, la CRE ne prend pas en compte dans les tarifs ATRD5 les montants au titre des impayés sur la part acheminement antérieurs au 1er janvier 2018 (antérieurs au 1er octobre 2017 pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr) des consommateurs bénéficiant d'un TRV.
La CRE estime en revanche pertinent d'intégrer dans les charges à couvrir par les tarifs ATRD5 des ELD les charges relatives aux impayés de la part acheminement antérieurs au 1er janvier 2018 (antérieurs au 1er octobre 2017 pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr) des consommateurs bénéficiant d'offres de marché. Toutefois, compte tenu de la très faible ouverture du marché sur les zones de desserte des ELD antérieurement aux tarifs ATRD5 et en l'absence de données transmises par les ELD sur cette question, un montant de charges nul est retenu en prévisionnel. Les charges réellement supportées par les ELD seront prises en compte au CRCP (voir paragraphe 1.3.6).

2.1.4 Traitement des charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique

Les recettes tarifaires liées au coefficient Rf (voir paragraphe 1.4.3) permettent de couvrir globalement les charges relatives à la contrepartie versée par chaque ELD aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique. La CRE retient, par simplification, une trajectoire prévisionnelle nulle des charges d'exploitation nettées des recettes tarifaires relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique.
Les écarts résiduels entre la contrepartie financière effectivement versée aux fournisseurs et l'augmentation moyenne de la part fixe des tarifs ATRD5 seront compensés via le mécanisme de CRCP (voir paragraphe 1.3.6).

2.1.5 Incitations financières prévisionnelles au titre de la régulation incitative du développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz

Les tarifs ATRD4 des ELD couvraient les dépenses de promotion de l'usage du gaz, en les associant à des objectifs de nouveaux logements mis en gaz pour Régaz-Bordeaux et Réseau GDS ou de nombre moyen annuel de points de livraison pour les six autres ELD, via une incitation sous forme de malus en cas de non atteinte de ces objectifs.
Toutes les ELD demandent le maintien de la couverture par leur prochain tarif ATRD5 de ces dépenses, dont la plupart sont en hausse par rapport aux niveaux couverts dans les tarifs ATRD4. Les dépenses correspondantes sont les aides commerciales, la majorité des dépenses de communication externes ainsi que certaines dépenses de recherche et développement visant notamment à soutenir le développement de nouveaux équipements gaz.
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. La présente délibération met donc en place un nouveau cadre de régulation qui incite pleinement les ELD sur le résultat obtenu. Le revenu autorisé initialement couvert par les tarifs ATRD5 sur la période 2018-2021 comprend un montant prévisionnel au titre de ce mécanisme de régulation incitative, correspondant aux objectifs de développement inclus dans les hypothèses de nombre de consommateurs desservis prises en compte pour établir les tarifs (voir paragraphe 2.2.2). En conséquence, les tarifs ATRD5 ne couvrent aucun budget propre au développement dans les charges d'exploitation des ELD (voir paragraphe 1.3.2).
Globalement, l'ajustement sur les charges à couvrir par rapport à la demande des ELD ainsi que le montant prévisionnel pris en compte dans le revenu autorisé des ELD au titre du développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux sont les suivants :

2.1.6 Charges de capital normatives
2.1.6.1 Trajectoires prévisionnelles des dépenses d'investissements

Les dépenses d'investissements prévisionnelles pour la période 2018-2021 retenues pour le calcul des charges de capital sont les suivantes :

Ces trajectoires prévisionnelles correspondent aux dépenses d'investissements prévisionnelles figurant dans la demande des ELD. Dans le cas de Régaz-Bordeaux et de GEG, ces trajectoires ne tiennent pas compte des dépenses d'investissements supplémentaires et des dépenses d'investissements évitées en lien avec leurs projets de comptage évolué.
La CRE a retenu l'intégralité des prévisions d'investissement des ELD.

2.1.6.2 Trajectoires prévisionnelles des bases d'actifs régulés

Les trajectoires de BAR prévisionnelles sont calculées en prenant en compte les prévisions d'inflation pour la France effectuées par le FMI en 2016 et les dépenses d'investissements prévisionnelles transmises par les ELD dans leurs demandes.
Pour Régaz-Bordeaux et GEG, ces valeurs prévisionnelles n'intègrent pas les effets de leurs projets de comptage évolué qui sont présentés au paragraphe 2.1.7.2.
Les trajectoires prévisionnelles des BAR ainsi calculées sont les suivantes :

2.1.6.3 Taux de rémunération

Pour les tarifs ATRD5, les ELD ont effectué une demande de taux de rémunération de la BAR de 5,46 %, réel, avant impôt. Elles ont, à l'appui de leur demande, fait réaliser par un consultant externe une étude sur le coût moyen pondéré du capital pour les ELD gazières durant la période tarifaire ATRD5.
Dans le cadre des travaux ATRD5 des ELD, la CRE a réexaminé les hypothèses et les paramètres retenus pour le calcul du coût du capital des tarifs ATRD4 en vigueur ainsi que du tarif ATRD5 de GRDF. Elle s'est notamment fondée sur les études qu'elle a fait réaliser par des consultants externes en 2015 et en 2016 sur la rémunération des infrastructures électriques et gazières (35). Elle a également reçu les représentants des ELD accompagnés de leur consultant lors d'une réunion de travail sur le taux de rémunération applicable à la BAR des ELD et a auditionné à plusieurs reprises les ELD.
De plus, elle mène régulièrement en interne des travaux d'évaluation des paramètres du taux de rémunération.
Au vu des éléments précédents et après analyse de la demande des ELD, la CRE retient un taux de rémunération de 4,625 % (réel, avant impôt) pour rémunérer la base d'actifs régulés des ELD sur la période ATRD5.
Par rapport au taux de rémunération en vigueur pour la période ATRD4, la CRE prend en compte :

- un taux sans risque réel, fixé à 1,6 %, en retrait par rapport au taux sans risque réel retenu pour la période ATRD4 et très proche de celui retenu pour le tarif ATRD5 de GRDF. Cette baisse est justifiée par la baisse significative et durable constatée des taux d'intérêt par rapport aux niveaux qui prévalaient lors des précédents tarifs ;
- un bêta de l'actif fixé à 0,40, identique à celui retenu pour le tarif ATRD5 de GRDF et en cohérence avec les observations de marché et les bêtas de l'activité de distribution de gaz en vigueur en Europe. Cette valeur correspond à une estimation robuste et reflète par ailleurs l'amélioration du risque relatif de l'activité régulée par rapport au risque de l'ensemble du marché ;
- concernant le taux d'imposition sur les sociétés, la loi n°2016-1917 du 29 décembre 2016 de finances pour 2017 qui modifie le taux normal d'imposition sur les sociétés à partir de 2017, et ce, progressivement en fonction des caractéristiques des sociétés jusqu'à 2020 où le taux normal de 28 % s'appliquera uniformément ;
- concernant la déductibilité fiscale des charges financières nettes, la faculté des ELD de déduire fiscalement l'intégralité de ces charges en application des dispositions de l'article 212 bis du Code général des impôts.

Cette valeur est cohérente avec le taux de rémunération des actifs retenu pour le tarif ATRD5 de GRDF (5,0 %, réel, avant impôt) tout en prenant en compte i) les conditions applicables aux ELD concernant la déductibilité fiscale des charges financières nettes et ii) les modifications du niveau du taux normal d'imposition sur les sociétés intervenues depuis la décision ATRD5 de GRDF (36).
Les estimations retenues par la CRE pour chacun des paramètres intervenant dans le calcul du CMPC utilisé dans les tarifs ATRD5 des ELD figurent dans le tableau ci-dessous :

2.1.6.4 Trajectoires prévisionnelles des charges de capital normatives

Les trajectoires de charges de capital prévisionnelles (y compris les charges de capital incitées dans le cadre du mécanisme de régulation incitative sur les charges de capital « hors-réseaux », mais hors projets de comptage évolué) sur la période 2018-2021 sont les suivantes :

2.1.6.5 Charges de capital « hors réseaux »

Comme présenté au paragraphe 1.3.1.2, la présente délibération introduit pour la période ATRD5 un mécanisme de régulation incitative sur les charges de capital « hors réseaux ».
Ce mécanisme incite 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 administratif, le mobilier et les véhicules.
Les dépenses d'investissements prévisionnelles pour les catégories d'actifs concernées par ce mécanisme de régulation incitative sont les suivantes :

Ces dépenses sont comprises dans les dépenses d'investissement présentées au paragraphe 2.1.6.1.
Les BAR résultantes pour les catégories d'actifs concernées par ce mécanisme de régulation incitative sont les suivantes :

Ces trajectoires de BAR sont comprises dans les trajectoires bases d'actifs régulées présentées au paragraphe 2.1.6.2.
Les charges de capital prévisionnelles pour les catégories d'actifs concernées par ce mécanisme de régulation incitative sont les suivantes :

Ces trajectoires de charges de capital sont comprises dans les charges de capital présentées au paragraphe 2.1.6.4.
Le montant définitif des CCN « hors réseaux » prendra en compte les données définitives concernant la valeur de la BAR au 1er janvier 2018 (ou au 1er octobre 2017 pour les ELD qui clôturent au 30 septembre).
Les ELD étant incitées à la maîtrise de ces charges, les écarts entre les trajectoires prévisionnelles et les trajectoires réalisées ne seront pas pris en compte à travers le mécanisme du CRCP sur la période ATRD5.

2.1.7 Projets de comptage évolué

Les sociétés Régaz-Bordeaux et GEG ont chacune soumis à la CRE un projet de comptage évolué en gaz naturel. La CRE a réalisé une étude technico-économique et a mené une consultation publique (39) afin de recueillir l'avis des acteurs de marché, d'une part, sur l'opportunité du lancement du déploiement des projets de comptage évolué de Régaz-Bordeaux et GEG et, d'autre part, sur les modalités de mise en œuvre d'une régulation incitative de ces projets ainsi que leur traitement tarifaire.
Dans sa délibération n° 2017-251 (40), la CRE a proposé aux ministres chargés de l'énergie et de la consommation d'approuver le déploiement des projets de comptage évolué de Régaz-Bordeaux et GEG.
Dans le cas d'une décision favorable des ministres concernant la mise en œuvre de ces projets, la CRE considère que les tarifs ATRD5 respectifs de Régaz-Bordeaux et de GEG doivent couvrir les coûts liés au déploiement de leur système de comptage évolué, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace, et doivent tenir compte des économies réalisées par les deux ELD du fait de leur mise en œuvre.
Afin de donner de la visibilité aux acteurs de marché, la CRE anticipe la prise en compte des coûts des projets de comptage évolué de Régaz-Bordeaux et de GEG dans le niveau initial de leur tarif ATRD5 respectif. Les niveaux des tarifs ATRD5 de Régaz-Bordeaux et de GEG sont ainsi définis en prenant en compte les trajectoires prévisionnelles de coûts et d'économies associées à ces projets.
Les coûts des projets de comptage évolué ne seront pris en compte qu'en cas de décision favorable des ministres sur le déploiement des systèmes de comptage évolué de Régaz-Bordeaux et GEG. Ainsi, en cas de décision défavorable des ministres ou d'un décalage du lancement de ces projets, le mécanisme de CRCP reprendra l'excédent tarifaire perçu par les deux ELD.
Les charges relatives aux projets de comptage évolué qui seront effectivement retenues pour le calcul du CRCP seront définies par une délibération de la CRE qui sera prise en cas de décision favorable des ministres.
L'estimation des charges additionnelles liées aux projets de comptage évolué pour Régaz-Bordeaux et GEG est présentée ci-après.

2.1.7.1 Estimation des charges nettes d'exploitation

Les charges d'exploitation additionnelles comprennent principalement des coûts de maintenance, de supervision des SI et des coûts de pilotage (et, pour Régaz-Bordeaux, du loyer versé pour l'utilisation du réseau de télécommunication de la métropole).
Les charges d'exploitation évitées proviennent essentiellement des opérations de relève évitées.
Pour la période ATRD5, les charges d'exploitation supplémentaires et évitées liées aux projets de comptage évolué sont les suivantes :

2.1.7.2 Estimation des charges de capital

Les charges de capital prévisionnelles prises en compte dans les tarifs ATRD5 comprennent :

- les charges de capital liées aux actifs « hors comptage évolué » qui tiennent compte des investissements évités ;
- les charges de capital des actifs liés au projet de comptage évolué dont une partie bénéficie d'une prime de rémunération incitative conformément aux orientations présentées pour le cadre de régulation dans la délibération n°2017-250 ;
- la couverture des coûts échoués liés au remplacement anticipé de compteurs « anciens modèles » par des compteurs évolués.

Les tableaux ci-dessous présentent les trajectoires prévisionnelles de dépenses d'investissements, de BAR et de charges de capital normatives des projets de comptage évolué de Régaz-Bordeaux et GEG sur la période ATRD5.
Les charges de capital sont calculées avec le taux de rémunération retenu pour établir les tarifs ATRD5 des ELD.

2.1.7.3 Estimation du revenu autorisé lié au projet de comptage évolué

Par rapport au scénario dans lequel un système de comptage évolué ne serait pas mis en place, l'estimation des revenus autorisés additionnels du fait du déploiement des compteurs évolués pris en compte dans le niveau initial des tarifs ATRD5 de Régaz-Bordeaux et de GEG sont respectivement les suivants :

La prise en compte des charges liées aux projets de comptage évolué aboutit à une augmentation du niveau du tarif de + 2,76 % pour Régaz-Bordeaux et + 4,52 % pour GEG au 1er juillet 2018.

2.1.8 Prise en compte du solde du CRCP des tarifs ATRD4

Le solde du CRCP des ELD au titre des tarifs ATRD4 intègre les éléments suivants :

- le solde du CRCP de l'année 2016 non apuré au 31 décembre 2017 (30 septembre 2017 pour les ELD clôturant leurs comptes sur la base d'une année gazière du 1er octobre au 30 septembre [41]) ;
- le solde du CRCP de l'année 2017, prenant en compte pour les ELD clôturant leurs comptes au 30 septembre le retraitement du 4e trimestre ;
- l'apurement prévisionnel du CRCP 2017 dû au maintien des tarifs ATRD4 des ELD au-delà du 30 juin 2017 défini dans la délibération de la CRE n° 2017-127 du 15 juin 2017 (42), prenant en compte pour les ELD clôturant leurs comptes au 30 septembre le retraitement du 4e trimestre.

Le montant du solde du CRCP au titre de l'année 2017 pris en compte par la présente décision tarifaire est un montant provisoire. Le montant définitif sera pris en compte lors de l'évolution des grilles tarifaires au 1er juillet 2019.
Pour les ELD clôturant leurs comptes au 30 septembre, le calcul du solde définitif du CRCP de l'année 2017 est modifié par rapport aux dispositions prévues par les tarifs ATRD4, afin d'éviter un double compte. Dans la mesure où les recettes réelles seront prises en compte par le CRCP des tarifs ATRD5 à compter du 1er octobre 2017, le calcul du solde définitif du CRCP de l'année 2017, pour les postes relatifs aux revenus et aux pénalités, se limitera aux neuf premiers mois de l'année.
Les soldes du CRCP au titre des tarifs ATRD4 à prendre en compte dans le calcul du revenu autorisé et leur décomposition sont les suivants (un montant positif vient augmenter le revenu autorisé, un montant négatif vient diminuer le revenu autorisé) :

Ces soldes du CRCP de la période tarifaire ATRD4 seront apurés sur une période de quatre ans, avec des annuités constantes et un taux d'intérêt égal à 2,7 %, s'appliquant annuellement.
Cet apurement se traduit par les annuités suivantes à couvrir par les tarifs ATRD5 :

Un résultat positif, respectivement négatif, se traduit par une augmentation, respectivement une diminution, des charges à couvrir par le tarif.

2.1.9 Revenu autorisé sur la période tarifaire 2018-2021

Le revenu autorisé prévisionnel sur la période tarifaire 2018-2021 est égal à la somme des charges nettes d'exploitation (incluant les charges nettes d'exploitation incitées, les pertes et différences diverses et les recettes extratarifaires non incitées), des charges de capital normatives, de l'apurement du solde du CRCP du tarif ATRD4, des charges relatives aux impayés, du montant prévisionnel de l'incitation au développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux et du montant prévisionnel de l'incitation à la mise en place d'un portail fournisseur. Il inclut un montant nul au titre des charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique comme expliqué au paragraphe 2.1.4.
Pour Régaz-Bordeaux et GEG, le revenu autorisé prévisionnel comprend également les charges prévisionnelles relatives à leurs projets de compteur évolué.
Le revenu autorisé prévisionnel sur la période 2018-2021 se décompose de la façon suivante :
Régaz-Bordeaux :

Réseau GDS :

GEG :

Vialis :

Gedia :

Caléo :

Gaz de Barr :

Veolia Eau :

Sorégies :

2.2 Hypothèses de quantités de gaz distribuées et de nombre de consommateurs desservis

Les tarifs unitaires dépendent des quantités de gaz distribuées et du nombre de consommateurs finals raccordés aux réseaux de distribution.

2.2.1 Evolutions constatées sur la période couverte par les tarifs ATRD4

Le bilan du nombre de consommateurs desservis est le suivant :

Le bilan des quantités de gaz acheminées est le suivant :

Les quantités de gaz acheminées globales présentées dans ce tableau incluent les quantités livrées aux consommateurs bénéficiant de l'option tarifaire TP, qui ne donnent pas lieu à des recettes d'acheminement car cette option tarifaire ne comprend pas de terme proportionnel aux quantités de gaz acheminées.
Les écarts du nombre de consommateurs desservis et des quantités de gaz distribuées par rapport aux hypothèses prises en compte pour établir les tarifs ATRD4 diffèrent fortement entre les ELD.
Concernant le nombre de consommateurs desservis, le réalisé a été supérieur aux prévisions pour six ELD (Régaz-Bordeaux, GEG, Gedia, Gaz de Barr, Veolia Eau, Sorégies), avec pour conséquence un gain pour ces ELD. Ce gain résulte du cadre de régulation incitatif des tarifs ATRD4, les écarts sur les recettes liées aux abonnements, souscriptions de capacité et terme proportionnel à la distance n'étant pas au CRCP. Pour Caléo, la prévision incluait des consommateurs inactifs, ne payant pas d'abonnement, ce qui explique la forte surestimation par rapport au nombre de consommateurs réellement desservis.

2.2.2 Trajectoires retenues pour les tarifs ATRD5

Les ELD estiment que le nombre de consommateurs desservis baisserait significativement sur la période 2018-2021 faute d'effort de développement, du fait notamment de la concurrence d'autres énergies telles que les réseaux de chauffage urbain. Par ailleurs, les efforts d'efficacité énergétique des consommateurs, et notamment la rénovation des bâtiments, devrait entrainer, selon les ELD, une baisse des quantités unitaires acheminées.
Les hypothèses du nombre de consommateurs desservis retenues pour établir les tarifs incluent des objectifs de développement, un montant prévisionnel au titre de ces objectifs étant couvert dans le revenu autorisé (voir paragraphe 2.1.5). Les tarifs ATRD5 prévoient donc une stabilité voire une légère hausse du nombre de consommateurs sur 2018-2021, sauf pour Réseau GDS et GEG. Les tarifs de ces deux ELD prévoient une baisse malgré les efforts de développement, compte-tenu du bilan de la période ATRD4 ainsi que des spécificités de leurs zones de desserte.

2.3 Trajectoire d'évolution des tarifs ATRD5 des ELD
2.3.1 ELD disposant d'un tarif ATRD spécifique

Pour chaque ELD, l'évolution du tarif au 1er juillet 2018 par rapport au tarif actuellement en vigueur est la suivante :

Ces évolutions au 1er juillet 2018 prennent en compte les projets de comptage évolué de Régaz-Bordeaux et GEG.
Le niveau des tarifs évolue ensuite au 1er juillet de chaque année, en appliquant une évolution en niveau (à l'exception du coefficient Rf, voir paragraphe 1.4.3) du pourcentage de variation suivant :

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. Il est nul pour les tarifs ATRD5 des ELD ;
- 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 - 2 %) et (IPC + 2 %).

A titre indicatif, les valeurs prévisionnelles correspondantes sont les suivantes :

Pour chaque ELD, l'évolution tarifaire au 1er juillet 2018, ainsi que les évolutions annuelles du tarif sur les années 2019 à 2021, sont déterminées de façon à ce que les recettes prévisionnelles totales résultant de l'application de la grille tarifaire ATRD5 aux hypothèses de quantités distribuées et de nombre de consommateurs desservis soient égales, en valeur actualisée de 2018 à 2021, au revenu autorisé prévisionnel total sur la période.
Pour Régaz-Bordeaux et GEG, les estimations de revenu autorisé liées aux projets de comptage évolué sont prises en compte dans le revenu autorisé prévisionnel.
Le taux d'actualisation utilisé est 2,7 %, correspondant au taux sans risque nominal (voir paragraphe 2.1.6.3).
Compte tenu de l'équilibre pluriannuel entre recettes et revenu autorisé sur la période 2018-2021 et des évolutions annuelles de la grille tarifaire, des écarts annuels entre les recettes et le revenu autorisé existent. La somme actualisée de ces écarts annuels sur la période 2018-2021 est, par construction, égale à 0.
Ainsi, le revenu autorisé prévisionnel et les recettes prévisionnelles (hors charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique) de chaque ELD sont les suivants au cours de la période 2018-2021 :

L'écart résultant entre le niveau des tarifs ATRD5 des ELD au 1er juillet 2018 et le tarif de GRDF au 30 juin 2018 est le suivant :

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

2.3.2 ELD disposant du tarif ATRD commun

L'écart moyen entre la grille tarifaire du tarif ATRD4 commun des ELD n'ayant pas présenté de compte dissocié, en vigueur au 1er juillet 2017, et la grille tarifaire de GRDF en vigueur au 1er juillet 2017, hors option tarifaire TP, est de 1,21.
Le niveau du tarif ATRD5 commun des ELD n'ayant pas présenté de comptes dissociés, au 1er juillet 2018, est égal à la moyenne du niveau des tarifs des 9 ELD disposant d'un tarif spécifique selon la nouvelle méthode de calcul introduite par la présente délibération (voir paragraphe 1.3.8). Ce niveau est supérieur de 17,87 % au tarif de GRDF en vigueur au 30 juin 2018.
L'évolution du tarif ATRD commun au 1er juillet 2018 est donc de -2,85 %. Le tarif ATRD commun évoluera ensuite au 1er juillet de chaque année N pour demeurer égal à la moyenne des niveaux des tarifs des 9 ELD disposant actuellement d'un tarif spécifique au 1er juillet N.

3. Tarifs péréqués d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des entreprises locales de distribution
3.1 Règles tarifaires

Les règles tarifaires prévues pour l'application du tarif ATRD péréqué de GRDF, s'appliquent également aux tarifs ATRD péréqués des ELD. Ces règles sont actuellement définies dans la délibération de la CRE du 10 mars 2016 (43) modifiée par la délibération n°2017-238 du 26 octobre 2017(44) et portent sur les points suivants :

- définitions (partie III.A.1.) ;
- facturation par point de livraison (partie III.A.2.) ;
- prestations couvertes par le tarif d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de GRDF (partie III.A.3.) ;
- mode de relève d'un point de livraison (partie III.A.5.) ;
- souscriptions mensuelles ou quotidiennes de capacité journalière (partie III.A.6.) ;
- modification du niveau de souscription annuelle pour un point de livraison (partie III.A.7.) ;
- pénalités pour dépassement de capacité journalière souscrite (partie III.A.8.) ;
- regroupement de points de livraison (partie III.A.9.) ;
- alimentation d'un point de livraison par plusieurs fournisseurs (partie III.A.10.) ;
- traitement tarifaire des GRD de rang n+1 (partie III.A.11.).

3.1.1 Durée des tarifs

Les tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des ELD, 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 code de l'énergie.
Les tarifs définis dans cette délibération sont conçus pour s'appliquer pour une durée d'environ quatre ans à compter du 1er juillet 2018, avec un ajustement mécanique au 1er juillet de chaque année.

3.1.2 Structure tarifaire
3.1.2.1 Structure et choix des options tarifaires

Le tarif comprend quatre options principales :

- trois options T1, T2, T3, de type binôme, comprenant chacune un abonnement et un terme proportionnel aux quantités livrées ;
- une option T4 de type trinôme, comprenant un abonnement, un terme proportionnel à la capacité journalière souscrite et un terme proportionnel aux quantités livrées.

Le choix de l'option tarifaire à appliquer revient au fournisseur pour le client concerné et pour chaque point de livraison (PDL).

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, le tarif applicable est un binôme comprenant :
- un abonnement égal à celui de l'option tarifaire T1 appliqué au nombre de logements alimentés en gaz ;
- une part proportionnelle égale à celle de l'option tarifaire T1 appliquée à la consommation de gaz mesurée par le compteur collectif.

Pour les consommateurs finals ne disposant pas de compteur individuel ou collectif, le tarif applicable est un forfait, calculé sur la base de l'option T1 et d'une consommation de 660 kWh par an.
Le tarif comprend également une option tarifaire dite « tarif de proximité » (TP), pour les gros consommateurs installés à proximité du réseau de transport de gaz et déjà alimentés par les réseaux de distribution. Cette option tarifaire comprend un abonnement, un terme proportionnel à la capacité journalière souscrite et un terme proportionnel à la distance à vol d'oiseau entre le point de livraison concerné et le réseau de transport le plus proche. Le terme proportionnel à la distance est affecté d'un coefficient multiplicateur dépendant de la densité de population de la commune d'implantation du point de livraison concerné, égal à :

- 1 si la densité de population de la commune est inférieure à 400 habitants par km2 ;
- 1,75 si la densité de population de la commune est comprise entre 400 habitants par km2 et 4 000 habitants par km2 ;
- 3 si la densité de population de la commune est supérieure à 4 000 habitants par km2.

Pour chacune des options tarifaires, l'abonnement comprend :

- un coefficient « Rf » correspondant au montant moyen de la contrepartie financière versée aux fournisseurs par le GRD pris en compte au titre de la gestion des clients en contrat unique ;
- une part abonnement hors « Rf ».

3.1.2.2 Détermination des termes tarifaires applicables à partir du 1er juillet 2018

Chaque année N à partir de 2018, Les termes tarifaires applicables du 1er juillet N au 30 juin N+1, à l'exception du coefficient Rf, sont égaux aux termes tarifaires d'une grille de référence (voir paragraphe 3.1.2.3) à laquelle s'applique un coefficient de niveau « NIV » unique pour chaque ELD (voir paragraphe 3.2).
Parmi les termes tarifaires ainsi obtenus, les termes annuels d'abonnements hors Rf, les termes proportionnels à la capacité journalière souscrite et les termes proportionnels à la distance sont arrondis afin d'être divisibles par 12 au centime près. Ces termes annuels peuvent ainsi être fractionnés mensuellement au centime près.
Le coefficient Rf est égal au coefficient Rf applicable au tarif ATRD de GRDF en vigueur à la même date.
La grille tarifaire résultante est publiée par la CRE avant le 1er juillet de chaque année au Journal officiel de la République française et transmise aux ministres chargés de l'énergie et de l'économie.

3.1.2.3 Grilles de référence pour les termes tarifaires hors coefficient Rf
3.1.2.3.1 Règle générale : grille de GRDF en vigueur

La grille de référence pour les tarifs péréqués de GEG, Vialis, Gedia, Caléo, Gaz de Barr, Veolia Eau, Sorégies et des ELD au tarif commun à compter du 1er juillet 2018 ainsi que de Régaz-Bordeaux et de Réseau GDS à compter du 1er juillet 2021, est la grille tarifaire de GRDF en vigueur à ces dates, sauf pour l'option « tarif de proximité » de Réseau GDS et de Veolia Eau.

3.1.2.3.2 Exceptions : grille de référence initiale indexée sur les évolutions en niveau du tarif ATRD péréqué de GRDF

Les grilles de référence pour les cas particuliers (grille de Régaz-Bordeaux et Réseau GDS, option TP de Réseau GDS et Veolia Eau) sont égales à une grille de référence initiale indexée sur les évolutions en niveau de la grille ATRD péréqué de GRDF. Les grilles de référence initiales des différents cas particuliers sont définies ci-dessous.
Grilles de référence initiales de Régaz-Bordeaux et Réseau GDS hors TP du 1er juillet 2018 au 30 juin 2021
Les grilles tarifaires de référence des options tarifaires de Régaz-Bordeaux et Réseau GDS, hors option « tarif de proximité » TP de Réseau GDS, du 1er juillet 2018 au 30 juin 2021, sont les suivantes :

- Grille de référence initiale du 1er juillet 2018 au 30 juin 2019 :

Options tarifaires principales :

Option « tarif de proximité » (TP) (uniquement pour Régaz-Bordeaux) :

- Grille de référence initiale du 1er juillet 2019 au 30 juin 2020 :

Options tarifaires principales :

Option « tarif de proximité » (TP) (uniquement pour Régaz-Bordeaux) :

- Grille de référence du 1er juillet 2020 au 30 juin 2021 :

Options tarifaires principales :

Option « tarif de proximité » (TP) (uniquement pour Régaz-Bordeaux) :

Grilles de référence initiales pour les options TP de Réseau GDS et Veolia Eau
Les grilles de référence initiales des options « tarif de proximité » de Réseau GDS et de Veolia Eau, à compter du 1er juillet 2018 pour toute la durée du tarif ATRD5, sont les suivantes :

- La grille de référence initiale de l'option tarif de proximité de Réseau GDS est la suivante :

- La grille de référence initiale de l'option tarif de proximité de Veolia Eau est la suivante :

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

Les coefficients initiaux NIVinit des ELD disposant d'un tarif spécifique sont fixés à la valeur suivante, arrondie à 4 décimales (0,0001 près) :

Neutralisation de l'évolution du niveau de la grille de référence sur les coefficients de niveau NIV des ELD
Les coefficients NIV évoluent à chaque évolution en niveau de la grille ATRD péréqué de GRDF de l'inverse de cette évolution en niveau, afin de compenser l'évolution en niveau de la grille de référence.
Evolution des coefficients de niveau NIV des ELD au 1er juillet 2018
En particulier, l'évolution du tarif péréqué de GRDF au 1er juillet 2018 conduira à une évolution des coefficients de niveau NIV01/07/2018 des ELD au 1er juillet 2018 inverse à cette évolution du tarif péréqué de GRDF au 1er juillet 2018, selon la formule suivante :

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Avec :

- NIV01/07/18 est le coefficient de niveau de l'ELD au 1er juillet 2018, arrondi à 0,0001 près ;
- NIVinit est le coefficient de niveau initial fixé par la présente délibération ;
-

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est l'évolution en niveau du tarif péréqué de GRDF au 1er juillet de l'année 2018.

Formule d'évolution annuelle des coefficients de niveau NIV des ELD à compter du 1er juillet 2019
Les coefficients de niveau sont ajustés mécaniquement au 1er juillet de chaque année N à compter du 1er juillet 2019, de l'inverse de l'évolution du tarif péréqué de GRDF au 1er juillet N, et d'une évolution spécifique à chaque ELD ZN, selon la formule suivante :

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Avec :
- NIV01/07/N est le coefficient de niveau de l'ELD au 1er juillet de l'année N, arrondi à 0,0001 près ;
- NIV30/06/N est le coefficient de niveau de l'ELD au 30 juin de l'année N, arrondi à 0,0001 près ;
-

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est l'évolution en niveau du tarif péréqué de GRDF au 1er juillet de l'année N ;
-

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est la variation du coefficient de niveau du tarif de l'ELD au 1er juillet de l'année N, exprimée en pourcentage et arrondi à 0,01 % près, calculé de la manière suivante :

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Avec :

- IPCN : évolution de la valeur moyenne de l'indice des prix à la consommation hors tabac, tel que calculé par l'INSEE pour l'ensemble des ménages France entière (référencé INSEE 1763852), constatée sur l'année civile N-1, par rapport à la valeur moyenne du même indice constatée sur l'année civile N-2 ;
- X : facteur d'évolution annuel, égal à 0 ;
- kN : évolution, en pourcentage, plafonnée à +/-2 %, provenant de l'apurement du solde du CRCP au 1er jour de l'année N (calculé selon les modalités décrites au paragraphe 3.2.1.2.).

3.2.1.1 Calcul du solde du CRCP au 1er jour de l'année N

Le solde du CRCP du tarif ATRD5 de chaque ELD, au 1er janvier 2018 (1er octobre 2017 pour les 3 ELD clôturant leurs comptes au 30 septembre), est égal à la différence entre le montant définitif du solde du CRCP du tarif ATRD4 et le montant provisoire pris en compte pour l'élaboration du tarif ATRD5. Le montant provisoire pris en compte pour chaque ELD est le suivant :

Pour les ELD clôturant leurs comptes au 30 septembre, pour les postes suivants, les montants pris en compte dans le calcul du solde définitif du CRCP de l'année 2017 porteront sur les neuf premiers mois de l'année 2017 seulement, à savoir du 1er janvier au 30 septembre 2017 :

- le poste relatif aux revenus perçus sur les termes tarifaires proportionnels aux quantités de gaz acheminées sur le réseau de distribution ;
- le poste relatif aux revenus perçus sur les prestations annexes en cas d'une évolution des tarifs de ces prestations différente de celle résultant des formules d'indexation mentionnées dans les catalogues de prestations ;
- le poste relatif aux pénalités perçues par les ELD pour le dépassement des capacités souscrites pour les consommateurs bénéficiant des options tarifaires T4 et TP.

Pour les autres postes du CRCP de l'année 2017, la méthode de calcul prévue par le tarif ATRD4 reste inchangée.
Le solde du CRCP au dernier jour de l'année N (31 décembre de l'année N ou 30 septembre de l'année N-1) est calculé comme la somme :

- du solde du CRCP au 1er jour de l'année N ;
- et de la différence, au titre de l'année N, entre :
- le revenu autorisé calculé ex post tel que défini ci-après , duquel sont retranchées les recettes prévisionnelles liées aux abonnements, souscriptions de capacité et terme proportionnel à la distance;
- les recettes perçues par les ELD au titre des termes tarifaires proportionnels aux quantités de gaz acheminées.

Le solde du CRCP au 1er jour de l'année N+1 est obtenu en actualisant le solde du CRCP au dernier jour de l'année N au taux sans risque en vigueur de 2,7 %.
Le solde du CRCP de fin de période tarifaire prend également en compte des montants au titre :

- des charges relatives aux impayés ;
- de la régulation incitative du développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz ;
- de la régulation incitative des dépenses de recherche et développement (R&D).

3.2.1.2 Calcul du coefficient kN en vue de l'apurement du solde du CRCP

L'évolution de la grille tarifaire au 1er juillet de l'année N prend en compte un coefficient kN, qui vise à apurer, d'ici le 30 juin de l'année N+1, le solde du CRCP du 1er jour de l'année N. Le coefficient kN est plafonné à +/- 2 %.
La détermination du coefficient kN nécessite d'évaluer les apurements prévisionnels du 1er jour de l'année N au 30 juin de l'année N+1. Ces apurements prévisionnels sont évalués comme l'écart entre :

- les recettes prévisionnelles résultant de l'application des grilles tarifaires effectivement mises en œuvre sur cette période ;
- les recettes prévisionnelles résultant de l'application de grilles tarifaires obtenues en recalculant les évolutions annuelles à compter de 2019 avec des coefficients d'apurement kN nuls.

Ces apurements prévisionnels sont évalués sur la base des valeurs de référence définies ci-après.

3.2.1.3 Revenu autorisé calculé ex post

Pour chaque année N à compter de l'année 2018, le revenu autorisé calculé ex post est égal :

- à la somme des montants retenus pour les postes de charges suivants :
- les charges nettes d'exploitation incitées prévisionnelles ;
- les charges de capital normatives incitées « hors réseaux » prévisionnelles ;
- les autres charges de capital normatives ;
- les charges relatives aux pertes et différences diverses ;
- les charges relatives aux impayés ;
- les charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique ;
- les charges relatives au projet de comptage évolué, incluant les incitations financières ;
- l'écart annuel entre recettes prévisionnelles et revenu autorisé prévisionnel ;
- l'apurement du solde du CRCP du tarif ATRD4 ;

- de laquelle est retranchée la somme des montants retenus pour les postes de recettes suivants :
- les recettes extratarifaires non incitées ;
- les écarts de recettes liés à des évolutions non prévues de tarifs des prestations annexes ;
- les recettes au titre des pénalités perçues pour les dépassements de capacité souscrites par les consommateurs bénéficiant des options tarifaire T4 et TP ;

- et à laquelle est ajoutée la somme des montants retenus pour les incitations financières au titre de :
- la régulation incitative du développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz ;
- la régulation incitative des dépenses de recherche & développement ;
- la régulation incitative de la qualité de service ;
- la régulation incitative pour le développement d'un portail fournisseur.

L'année N prise en compte pour le calcul du revenu autorisé est l'année comptable de l'ELD, soit du 1er janvier N au 31 décembre N, sauf pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr du 1er octobre N-1 au 30 septembre N.
Pour chaque poste, la méthode de calcul du montant retenu est exposée ci-après en détail.

3.2.1.3.1 Postes de charges pris en compte pour le calcul ex post du revenu autorisé

a) Charges nettes d'exploitation incitées prévisionnelles
Les charges nettes d'exploitation incitées prévisionnelles correspondent aux charges nettes d'exploitation (hors charges relatives aux impayés et hors projets de comptage évolué pour Régaz-Bordeaux et GEG) prises en compte pour le tarif ATRD5, à l'exception des charges relatives aux pertes et différences diverses et des recettes extratarifaires non incitées.
Les valeurs de référence des charges nettes d'exploitation incitées prévisionnelles sont les suivantes :

Le montant pris en compte dans le calcul ex post du revenu autorisé prend en compte la différence entre l'inflation prévisionnelle et l'inflation réalisée.
Ce montant est égal à la valeur de référence pour l'année N :

- divisée par l'inflation prévisionnelle entre l'année 2017 et l'année N-1 ;

- multipliée par l'inflation réalisée entre l'année 2017 et l'année N-1. L'inflation réalisée est définie comme l'évolution de la valeur moyenne de l'indice des prix à la consommation hors tabac, tel que calculé par l'INSEE pour l'ensemble des ménages France entière (référencé INSEE 1763852), constaté sur l'année civile N-1, par rapport à la valeur moyenne du même indice constatée sur l'année civile 2017.

b) Charges de capital normatives incitées « hors réseaux » prévisionnelles
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé est égal aux valeurs de référence présentées ci-après des charges de capital relatives aux actifs « immobilier administratif », « mobilier » et « véhicules », rejouées de l'inflation réalisée et corrigées de la valeur de la BAR des ELD au 1er janvier 2018 (au 1er octobre 2017 pour les ELD qui clôturent au 30 septembre). Les montants prévisionnels retenus sont les suivants :

c) Autres charges de capital
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé est égal aux charges de capital, à l'exception de celles prises en compte dans les charges de capital incitées « hors réseaux ». Ces charges de capital sont calculées en se fondant sur les investissements effectivement réalisés, les sorties d'actifs effectives et sur l'inflation réalisée.
A titre indicatif, les valeurs prévisionnelles pour ces charges de capital sont les suivantes :

d) Charges relatives aux pertes et différences diverses
Le montant de référence pris en compte pour le calcul ex-post du revenu autorisé est égal aux charges effectivement supportées par l'ELD pour compenser les pertes et différences diverses, soit la différence entre les quantités livrées en entrée du réseau sur lequel elle opère et les quantités effectivement facturées aux consommateurs de ce réseau. Ces charges incluent ainsi les achats de gaz sur le marché, les charges et produits liés au compte d'écart distribution (CED) avec les fournisseurs et les charges et produits liés au compte inter-opérateur (CIO) avec les gestionnaires de réseau de transport (GRT).
Les montants prévisionnels pris en compte dans les tarifs ATRD5 sont les suivants :

e) Charges relatives aux impayés
Le montant annuel de référence pris en compte pour le calcul ex post du revenu autorisé est égal à la somme :

- des charges et produits de l'année N au titre des impayés de la part acheminement portant sur des consommations postérieures au 1er janvier 2018 (au 1er octobre 2017 pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr) pour des consommateurs bénéficiant d'offres de marché ou de tarifs réglementés de vente.
- d'un quart de l'évaluation la plus récente des charges relatives aux impayés au titre de la part acheminement portant sur des consommations antérieures au 31 décembre 2017 (30 septembre 2017 pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr) pour des consommateurs bénéficiant d'offres de marché (ci-après « montant évalué pour les impayés antérieurs à la période ATRD5 »).

Le solde du CRCP de fin de période tarifaire prend par ailleurs en compte l'écart entre :

- la somme des « montants évalués pour les impayés antérieurs à la période ATRD5 » pris en compte chaque année de la période tarifaire, pour le revenu autorisé calculé ex post ;
- les charges et produits constatés au titre des impayés de la part acheminement portant sur des consommations antérieures au 31 décembre 2017 (30 septembre 2017 pour Régaz-Bordeaux, Réseau GDS et Gaz de Barr) des consommateurs bénéficiant d'offres de marché.

Les montants prévisionnels pris en compte dans les tarifs ATRD5 sont les suivants :

f) Charges relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé est égal à la somme des contreparties versées aux fournisseurs par l'ELD au titre de la gestion des clients en contrat unique. Le montant pris en compte au titre de l'année N correspond aux contreparties versées l'année N au titre de la gestion des clients en contrat unique dans la limite des montants maximaux suivants pour chaque point de livraison, auxquels s'ajoutent, le cas échéant, les charges d'intérêts :

La CRE réexaminera en tant que de besoin la pertinence et les niveaux pris en compte pour les clients au TRV au cours de la période transitoire du 01/01/2018 au 30/06/2022.
g) Charges relatives au projet de comptage évolué
Pour Régaz-Bordeaux et GEG, le montant de référence pris en compte dans le revenu autorisé prévisionnel est égal à la somme, pour l'année considérée, des charges nettes liées au projet de comptage et des incitations financières relatives au projet de comptage. Ces montants prévisionnels pris en compte dans les tarifs ATRD5 sont les suivants :

Pour les autres ELD, le montant de référence pris en compte dans le revenu autorisé prévisionnel est nul.
Le montant retenu pour le calcul ex post du revenu autorisé est nul à ce stade, pour l'ensemble des ELD.
En cas d'approbation du déploiement des systèmes de comptage évolué par les ministres chargés de l'énergie et de la consommation, la CRE prendra une délibération qui fixera les montants de référence à prendre en compte dans le calcul ex post du revenu autorisé.
h) Ecarts annuels entre recettes prévisionnelles et revenu autorisé prévisionnel
Les écarts annuels entre recettes prévisionnelles et revenu autorisé prévisionnel (y compris projets de comptage évolué) sont ceux résultant de l'équilibre sur la période 2018-2021 entre les recettes prévisionnelles et le revenu autorisé prévisionnel (y compris projets de comptage évolué) prises en compte pour l'élaboration du tarif ATRD5.
L'année N, l'écart annuel pris en compte pour le calcul ex post du revenu autorisé est le suivant :

i) Apurement du solde du CRCP des tarifs ATRD4
Les montants de référence pris en compte au titre de l'apurement du solde du CRCP des tarifs ATRD4 sont les suivants :

3.2.1.3.2 Postes de recettes pris en compte pour le calcul ex post du revenu autorisé

a) Recettes extratarifaires non incitées
Le montant de référence pris en compte pour le calcul ex post du revenu autorisé est égal aux recettes extratarifaires effectivement perçues par les ELD pour l'année N au titre des participations de tiers, des recettes des prestations annexes perçues au titre des contrats de livraison directs et des recettes générées par les autres prestations récurrentes facturées aux fournisseurs (par exemple, les locations de compteur facturées dans le cadre d'un contrat d'acheminement distribution).
Les montants prévisionnels pris en compte dans les tarifs ATRD5 sont les suivants :

b) Ecarts de recettes liés à des évolutions non prévues de tarifs des prestations annexes
Le montant de référence pris en compte pour le calcul ex post du revenu autorisé est égal à la différence entre :

- les recettes effectivement perçues par les ELD pour l'année N pour des prestations annexes dont l'évolution du tarif est différente de celle résultant de l'application des formules d'indexation annuelle aux tarifs en vigueur au 1er janvier 2018 (45), à l'exception des prestations annexes liées aux contrats de livraison directs et des autres prestations annexes récurrentes facturées aux fournisseurs ;
- les recettes qu'aurait perçues les ELD pour l'année N pour ces mêmes prestations si le tarif appliqué avait été celui résultant de l'application des formules d'indexation annuelle aux tarifs en vigueur au 1er janvier 2018.

c) Recettes au titre des pénalités perçues pour les dépassements de capacité souscrites par les consommateurs bénéficiant des options tarifaires T4 et TP
Le montant de référence pris en compte pour le calcul ex post du revenu autorisé est égal au montant des pénalités effectivement perçues par les ELD pour les dépassements de capacités souscrites pour les consommateurs bénéficiant des options T4 et TP.

3.2.1.3.3 Incitations financières au titre de la régulation incitative

a) Régulation incitative du développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz
Le montant prévisionnel annuel sur 2018-2021 au titre de la régulation incitative du développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz est le suivant :

Les hypothèses prises en compte pour déterminer l'incitation naturelle prévisionnelle sont celles utilisées pour déterminer l'équilibre tarifaire pour la période 2018-2021 (inflation prévisionnelle, facteurs k d'apurement du solde du CRCP égaux à 0).
Le montant annuel de référence pris en compte pour le calcul ex post du revenu autorisé, au titre de la régulation incitative du développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz, est égal à la somme de :

- du montant annuel du bonus prévisionnel ;
- du montant de l'incitation naturelle prévisionnelle, corrigé de l'évolution effective de la grille tarifaire (inflation réalisée, facteurs k d'apurement du solde du CRCP mis en œuvre).

Le solde du CRCP de chaque ELD en fin de période tarifaire prend également en compte l'écart entre le bonus réel total et le bonus couvert à titre prévisionnel par le tarif ATRD5, soit un montant égal à :
Montant pris en compte en fin de période = bonus réel total - bonus prévisionnel total
Le montant du bonus réel total est défini en fonction du nombre total de points de livraison (PDL) actifs raccordés aux réseaux des ELD en 2021 par la formule suivante :
Bonus réel total =
(Bonus unitaire T1+T2) * (nombre de points de livraison T1+T2 raccordés en 2021 - prévisions 2021 sans développement T1+T2)
+ (Bonus unitaire T3+T4) * (nombre de points de livraison T3+T4 raccordés en 2021 - prévisions 2021 sans développement T3+T4)

Où :
- « Bonus unitaire T1+T2 » est égal à 100 €*coefficient multiplicateur de chaque ELD, par point de livraison actif bénéficiant des options tarifaires T1 ou T2 (« bas de portefeuille ») ;
- « Bonus unitaire T3+T4 » est égal à 3 000 €*coefficient multiplicateur de chaque ELD, par point de livraison actif bénéficiant des options tarifaires T3 ou T4 (« haut de portefeuille »).

Les coefficients multiplicateurs sont les suivants :

Les prévisions du nombre de points de livraison en 2021 servant de référence au calcul sont les suivantes :

Le nombre de points de livraison raccordés en 2021 est défini comme la moyenne du nombre de points de livraison actifs constatés à la fin de chaque mois de l'année 2021. Si le résultat du calcul du bonus réel total est négatif, le bonus réel total est nul.
Les ELD transmettront, en fin de période tarifaire, une analyse portant sur :

- les points de livraison bénéficiant en 2021 de l'option tarifaire T2, alors qu'ils bénéficiaient en 2017 de l'option tarifaire T3 et d'une consommation annuelle de référence inférieure à 400 MWh ;
- les points de livraison bénéficiant en 2021 de l'option tarifaire T3, alors qu'ils bénéficiaient en 2017 de l'option tarifaire T2 et d'une consommation annuelle de référence supérieure à 200 MWh.

Cette analyse précisera ceux de ces transferts qui 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. Elle précisera en outre les causes de ces transferts ainsi que les écarts par rapport aux prévisions du nombre de points de livraison en 2021 servant de référence au calcul du bonus total. La CRE décidera, au regard de cette analyse, de neutraliser dans le calcul du bonus total tout ou partie des effets de ces transferts entre options tarifaires, en prenant en compte pour ces points de livraison le bonus unitaire en fonction de l'option tarifaire souscrite en 2017 au lieu de celle souscrite en 2021.
b) Régulation incitative des dépenses de recherche et développement (R&D)
Les montants de référence pour les dépenses de R&D (y compris dépenses relatives aux projets « Smart grids » et hors dépenses de R&D menées au titre du développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz) pris en compte pour l'élaboration des tarifs ATRD5 sont les suivants :

Si le montant total des dépenses de R&D (y compris dépenses relatives aux projets « Smart grids » et hors dépenses de R&D menées au titre du développement du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz) réalisées sur la période 2018-2021 est inférieur aux montants de référence cumulés pris en compte pour l'élaboration des tarifs ATRD5, la différence sera prise en compte dans le solde du CRCP de fin de période tarifaire de chacun des opérateurs concernés.
Un bilan annuel des projets de R&D de chaque ELD susmentionnées sera transmis par les opérateurs à la CRE, avant la fin du premier trimestre de chaque année calendaire, au titre de l'année précédente incluant notamment les éléments suivants :

- les montants dépensés par année ;
- une description des projets menés et des partenariats conclus, avec les dépenses associées et les résultats obtenus ;
- une liste des projets en cours et à venir avec les résultats attendus ;
- les montants dépensés sur l'année écoulée ;
- les prévisions de dépenses par année jusqu'à la fin de la période tarifaire ;
- le nombre d'équivalents temps plein associés aux programmes de R&D ;
- les soutiens et subventions perçus.

Ce suivi pourra être soumis à tout audit que la CRE jugera utile.
c) Régulation incitative de la qualité de service
Un suivi de la qualité de service est mis en place pour les ELD sur les domaines clés de l'activité des opérateurs. Ce suivi est constitué d'indicateurs transmis régulièrement par les ELD à la CRE et rendus publics sur leur site internet à destination du grand public.
Certains indicateurs, concernant les domaines les plus importants pour le bon fonctionnement du marché, sont soumis à un système d'incitation financière. Les objectifs et montants des bonus et pénalités des indicateurs faisant l'objet d'une incitation financière calculée à une fréquence annuelle s'appliqueront à compter de l'année 2018.
Les indicateurs de suivi de la qualité de service transmis par les ELD à la CRE doivent être certifiés par un organisme extérieur. En outre, le mécanisme de suivi de la qualité de service des ELD pourra être soumis à tout audit que la CRE jugera utile.
La liste des indicateurs de qualité de service des ELD définis pour les tarifs ATRD5 figure en annexe du présent document. Les valeurs des indicateurs sont calculées et remontées à la CRE avec deux décimales.
Le montant de référence pris en compte pour le calcul ex post du revenu autorisé, au titre de la régulation incitative de la qualité de service, est égal à la somme des incitations financières définies en annexe.
d) Régulation incitative pour le développement d'un portail fournisseur
Pour les quatre ELD ne disposant pas d'un portail fournisseur (Gedia, Caléo, Gaz de Barr et Veolia Eau), les montants de référence, au titre de la régulation incitative pour le développement d'un portail fournisseur, pris en compte pour l'élaboration des tarifs ATRD5 sont les suivants :

Le montant de référence pris en compte pour le calcul ex post du revenu autorisé, au titre de la régulation incitative pour le développement d'un portail fournisseur, est égal à la somme du montant de référence et du montant des incitations financières définies en annexe.

3.2.1.4 Recettes prévisionnelles liées aux abonnements, souscriptions de capacité et terme proportionnel à la distance

Le montant de référence pris en compte pour le calcul du solde du CRCP au titre de l'année N est égal aux recettes prévisionnelles liées aux abonnements, aux souscriptions de capacité des consommateurs bénéficiant des options T4 et TP, et au terme proportionnel à la distance des consommateurs bénéficiant de l'option TP. Ces recettes prévisionnelles sont calculées à partir des grilles tarifaires en vigueur l'année N et des valeurs de référence mentionnées dans la présente délibération pour les prévisions de nombre de consommateurs raccordés, de souscription annuelles de capacités journalières et de distance pour le tarif de proximité.
Ce montant de référence ne prend pas en compte les recettes effectivement perçues par les ELD au titre de ces termes tarifaires.

3.2.1.5 Valeurs de référence pour les prévisions de recettes tarifaires

Pour l'ensemble des ELD, les prévisions de nombre moyen annuel de consommateurs raccordés et de souscription annuelle de capacités journalières (en MWh/jour) pour les options T4 et TP, de distance pour le tarif de proximité et de distance pondérées par les coefficients de densité des communes pour le tarif de proximité (en m) sont précisées dans une annexe confidentielle.
Les autres valeurs de référence (prévisions annuelles) sont données ci-après.

3.2.1.5.1 Modalités de passage de prévisions annuelles à des prévisions semestrielles

ELD dont les comptes sont en année calendaire
Pour les ELD dont les comptes sont en année calendaire du 1er janvier N au 31 décembre N (GEG, Vialis, Gedia, Caléo, Veolia Eau, Sorégies), pour le passage de prévisions annuelles à des prévisions semestrielles, le 1er semestre correspond à la période du 1er janvier au 30 juin N et le 2nd semestre correspond à la période du 1er juillet au 31 décembre N. La ventilation semestrielle est la suivante :

- Pour les quantités de gaz acheminées par option tarifaire l'année N :

- pour le nombre de consommateurs moyen raccordés du 1er semestre N :

25 % * nombre de consommateurs moyen annuelN-1 + 75 % * nombre de consommateurs moyen annuelN

- pour le nombre de consommateurs moyen raccordés du 2nd semestre N :

75 % * nombre de consommateurs moyen annuelN + 25 % * nombre de consommateurs moyen annuelN+1
Ces deux formules s'appliquent également et de manière identique pour ventiler semestriellement par option tarifaire les prévisions de souscription annuelle de capacités journalières et de distance.
Les recettes semestrielles pour les abonnements, le terme proportionnel à la capacité journalière souscrite et le terme proportionnel à la distance sont obtenues en multipliant les prévisions semestrielles par 50 %.
ELD dont les comptes sont en année gazière
Pour les ELD dont les comptes sont en année « gazière » du 1er octobre N-1 au 30 septembre N, pour le passage de prévisions annuelles à des prévisions semestrielles, le 1er semestre correspond à la période du 1er octobre N-1 au 30 juin N et le 2nd semestre correspond à la période du 1er juillet au 30 septembre N. Concernant le nombre de consommateurs desservis, les prévisions annuelles de Régaz-Bordeaux et Réseau GDS sont également en année « gazière » du 1er octobre N-1 au 30 septembre N, tandis que les prévisions de Gaz de Barr sont en année calendaire, expliquant la différence de formule de ventilation semestrielle du nombre de consommateurs moyen desservis avec Régaz-Bordeaux et Réseau GDS. Pour ces 3 ELD, la ventilation semestrielle est la suivante :
Régaz-Bordeaux :

- Pour les quantités de gaz acheminées par option tarifaire l'année N :

- pour le nombre de consommateurs moyen raccordés du 1er semestre N :

12,5 % * nombre de consommateurs moyen annuelN-1 + 87,5 % * nombre de consommateurs moyen annuelN

- pour le nombre de consommateurs moyen raccordés du 2nd semestre N :

62,5 % * nombre de consommateurs moyen annuelN + 37,5 % * nombre de consommateurs moyen annuelN+1
Ces deux formules s'appliquent également et de manière identique pour ventiler semestriellement par option tarifaire les prévisions de souscription annuelle de capacités journalières et de distance.
Les recettes semestrielles pour les abonnements, le terme proportionnel à la capacité journalière souscrite et le terme proportionnel à la distance sont obtenues en multipliant les prévisions semestrielles par 75 % pour le 1er semestre et 25 % pour le 2nd semestre.

Réseau GDS :
- Pour les quantités de gaz acheminées par option tarifaire l'année N :

- pour le nombre de consommateurs moyen raccordés du 1er semestre N :

12,5 % * nombre de consommateurs moyen annuelN-1 + 87,5 % * nombre de consommateurs moyen annuelN

- pour le nombre de consommateurs moyen raccordés du 2nd semestre N :

62,5 % * nombre de consommateurs moyen annuelN + 37,5 % * nombre de consommateurs moyen annuelN+1
Ces deux formules s'appliquent également et de manière identique pour ventiler semestriellement par option tarifaire les prévisions de souscription annuelle de capacités journalières et de distance.
Les recettes semestrielles pour les abonnements, le terme proportionnel à la capacité journalière souscrite et le terme proportionnel à la distance sont obtenues en multipliant les prévisions semestrielles par 75 % pour le 1er semestre et 25 % pour le 2nd semestre.

Gaz de Barr :
- Pour les quantités de gaz acheminées par option tarifaire l'année N :

- pour le nombre de consommateurs moyen raccordés du 1er semestre N :

37,5 % * nombre de consommateurs moyen annuelN-1 + 62,5 % * nombre de consommateurs moyen annuelN

- pour le nombre de consommateurs moyen raccordés du 2nd semestre N :

87,5 % * nombre de consommateurs moyen annuelN + 12,5 % * nombre de consommateurs moyen annuelN+1
Ces deux formules s'appliquent également et de manière identique pour ventiler semestriellement par option tarifaire les prévisions de souscription annuelle de capacités journalières et de distance.
Les recettes semestrielles pour les abonnements, le terme proportionnel à la capacité journalière souscrite et le terme proportionnel à la distance sont obtenues en multipliant les prévisions semestrielles par 75 % pour le 1er semestre et 25 % pour le 2nd semestre.

3.2.1.5.2 Valeurs de référence de Régaz-Bordeaux

Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) :

Prévisions de nombre moyen annuel de consommateurs raccordés :

3.2.1.5.3 Valeurs de référence de Réseau GDS

Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) :

Prévisions de nombre moyen annuel de consommateurs raccordés :

3.2.1.5.4 Valeurs de référence de GEG

Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) :

Prévisions de nombre moyen annuel de consommateurs raccordés :

3.2.1.5.5 Valeurs de référence de Vialis

Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) :

Prévisions de nombre moyen annuel de consommateurs raccordés :

3.2.1.5.6 Valeurs de référence de Gedia

Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) :

Prévisions de nombre moyen annuel de consommateurs raccordés :

3.2.1.5.7 Valeurs de référence de Caléo

Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) :

Prévisions de nombre moyen annuel de consommateurs raccordés :

3.2.1.5.8 Valeurs de référence de Gaz de Barr

Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) :

Prévisions de nombre moyen annuel de consommateurs raccordés :

3.2.1.5.9 Valeurs de référence de Veolia Eau

Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) :

Prévisions de nombre moyen annuel de consommateurs raccordés :

3.2.1.5.10 Valeurs de référence de Sorégies

Prévisions de quantités de gaz acheminées (en MWh) :

Prévisions de nombre moyen annuel de consommateurs raccordés :

3.2.2 Coefficient de niveau du tarif commun des ELD ne présentant pas de comptes dissociés

Le coefficient de niveau NIV des ELD au tarif commun est égal à la moyenne des coefficients de niveau des 9 ELD disposant d'un tarif spécifique en vigueur à la même date, arrondi à 4 décimales (0,0001 près).
Ainsi, le coefficient de niveau initial des ELD au tarif commun est de 1,1787. Il évolue notamment au 1er juillet chaque année de la période du tarif ATRD5 selon les évolutions des coefficients de niveau des 9 ELD disposant d'un tarif spécifique.

3.3 Annexes
3.3.1 Annexe 1 - Indicateurs de suivi de la qualité de service des ELD

Cette annexe détaille les indicateurs de suivi de la qualité de service des ELD ainsi que les incitations financières correspondantes définis pour les tarifs ATRD5.
Pour les indicateurs dont les incitations financières sont versées au CRCP, l'incitation financière porte sur la valeur de l'indicateur calculé sur la base d'une année calendaire, c'est-à-dire du 1er janvier au 31 décembre.
Pour les indicateurs correspondants à des taux, la CRE demande à chaque ELD de lui transmettre dans ses envois le détail du calcul (numérateur et dénominateur).

3.3.1.1 Indicateurs donnant lieu à incitation financière
3.3.1.1.1 Nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD

- Pour les ELD disposant d'un tarif spécifique

- Pour les ELD disposant du tarif commun

3.3.1.1.2 Taux de mises en service (MES) réalisées dans les délais demandés

3.3.1.1.3 Taux de mises hors service (MHS) réalisées dans les délais demandés

3.3.1.1.4 Taux de relevés semestriels (6M) sur index réels (relevés ou auto-relevés)

3.3.1.1.5 Taux de disponibilité du portail fournisseur

- Pour les ELD disposant d'un portail fournisseur

- Pour les ELD incitées à développer un portail fournisseur

3.3.1.1.6 Taux de réponses aux réclamations de fournisseurs dans les délais

3.3.1.1.7 Taux de réponses aux réclamations des consommateurs dans les délais

3.3.1.2 Autres indicateurs de suivi de la qualité de service
3.3.1.2.1 Taux de changements de fournisseur réalisés dans les délais

3.3.1.2.2 Taux de raccordements réalisés dans les délais

3.3.1.2.3 Qualité des relevés JJ transmis au GRT pour les allocations journalières aux PITD

3.3.1.2.4 Taux d'absence au relevé des consommateurs de PCE 6M

3.3.1.2.5 Indicateurs relatifs aux rectifications d'index
3.3.1.2.5.1 Taux d'index rectifiés

3.3.1.2.5.2 Nombre de prestations de vérification de données de comptage aboutissant à une correction d'index

3.3.1.2.5.3 Taux d'interventions physiques pour vérification de données de comptage à la suite d'une relève

3.3.1.2.6 Amplitude des comptes d'écart distribution (CED)

3.3.1.2.7 Nombre de réclamations de fournisseurs

3.3.1.2.8 Nombre de réclamations de consommateurs

3.3.2 Annexe 2 - Valeurs de référence pour les options T4 et le tarif de proximité (annexe confidentielle)

Cette annexe est 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

Les investissements concernés correspondent aux catégories suivantes définies par la nature des ouvrages concernés :
Régaz-Bordeaux :

Réseau GDS :

La présente délibération sera transmise au ministre d'Etat, ministre de la transition écologique et solidaire, ainsi qu'au ministre de l'économie et des finances et publiée au Journal officiel de la République française.
Délibéré à Paris, le 21 décembre 2017.