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Article AUTONOME (Délibération n° 2024-22 du 30 janvier 2024 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga)

Données brutes

Article AUTONOME (Délibération n° 2024-22 du 30 janvier 2024 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga)

Sommaire

1. Compétences de la CRE et processus d'élaboration tarifaire
1.1. Compétences de la CRE
1.2. Processus d'élaboration tarifaire
1.2.1. Consultation des parties prenantes
1.2.2. Orientations de politique énergétique
1.2.3. Transparence
1.2.4. Analyse de l'ACER
2. Cadre de régulation tarifaire
2.1. Bilan et enjeux du cadre de régulation tarifaire
2.2. Grands principes du cadre tarifaire
2.2.1. Détermination du revenu autorisé des GRT
2.2.2. Coût du capital et couverture des investissements
2.2.3. Compte de régularisation des charges et produits (CRCP)
2.3. Calendrier tarifaire
2.3.1. Une période tarifaire de quatre ans
2.3.2. Clauses de rendez-vous
2.3.3. Calendrier d'évolution des termes tarifaires
2.3.4. Evolution annuelle du niveau des termes tarifaires
2.3.5. Calcul du solde du CRCP au 1er janvier de l'année N
2.3.6. Calcul des coefficients k en vue notamment de l'apurement du solde du CRCP
2.4. Régulation incitative à la maîtrise des coûts
2.4.1. Régulation incitative des charges d'exploitation
2.4.2. Couverture au CRCP de certains postes de charges et de recettes
2.4.3. Régulation incitative des investissements
2.5. Régulation incitative portant sur la commercialisation
2.6. Régulation incitative de la qualité de service
2.6.1. Simplification du dispositif actuel
2.6.2. Indicateurs relatifs à l'injection de biométhane
2.6.3. Indicateurs relatifs à l'environnement
2.7. Régulation incitative applicable à la recherche, au développement et à l'innovation
2.8. Flux financiers inter-opérateurs
2.8.1. Reversement entre Teréga et GRTgaz résultant de la péréquation des termes tarifaires du réseau principal
2.8.2. Contrat inter-opérateurs au titre de l'utilisation du réseau de Teréga par GRTgaz
2.8.3. Redevance versée à GRTgaz par Fluxys au titre de l'acheminement depuis le terminal méthanier de Dunkerque jusqu'à la frontière belge
2.8.4. Répartition des recettes au PEG de la Trading Region France
2.8.5. Reversement des GRD aux GRT au titre des rebours biométhane
2.8.6. Reversement inter-GRT au titre de l'évolution annuelle nationale des termes tarifaires du réseau principal
2.8.7. Reversement des GRT aux opérateurs de stockage au titre de la compensation stockage
3. Niveau des charges à couvrir et trajectoire d'évolution du tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga
3.1. Niveau des charges à couvrir
3.1.1. Demande tarifaire des opérateurs et principaux enjeux qu'ils y associent
3.1.2. Retour de la consultation publique
3.1.3. Charges nettes d'exploitation
3.1.4. Calcul des charges de capital normatives
3.1.5. CRCP au 31 décembre 2023
3.2. Souscriptions prévisionnelles de capacités
3.2.1. Demande des opérateurs
3.2.2. Analyse de la CRE
3.3. Trajectoire d'évolution du revenu autorisé des gestionnaires de réseau de transport de gaz naturel
3.3.1. Revenu autorisé sur la période 2024-2027
3.3.2. Revenu autorisé lissé sur la période 2024-2027
4. Structure du tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel
4.1. Représentation du réseau et périmètre couvert par le tarif ATRT8
4.2. Structure tarifaire du réseau principal
4.2.1. Atelier thématique de concertation
4.2.2. Méthodologie de calcul des prix de référence
4.2.3. Tarification des capacités interruptibles
4.2.4. Tarification des capacités rebours
4.3. Structure tarifaire du réseau régional
4.3.1. Modalités de souscription des capacités
4.3.2. Timbre d'injection biométhane
4.3.3. Grille tarifaire des réseaux régionaux pour 2024
5. Modalités de collecte de la compensation stockage
5.1. Principe de couverture des coûts
5.2. Périmètre de la compensation stockage
5.3. Calcul du terme tarifaire stockage
6. Tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRtgaz et Teréga applicable au 1er avril 2024
6.1. Règles tarifaires
6.1.1. Définitions
6.1.2. Souscriptions de capacités
6.1.3. Cession des capacités de transport sur les réseaux de GRTgaz et de Teréga
6.2. Grille tarifaire d'utilisation des réseaux de GRTgaz et de Teréga au 1er avril 2024
6.2.1. Recettes prévisionnelles à percevoir par le tarif de transport
6.2.2. Tarifs applicables aux souscriptions annuelles de capacité journalières d'acheminement et de livraison
6.2.3. Terme tarifaire stockage fonction de la modulation hivernale (TS)
6.2.4. Multiplicateurs tarifaires pour les souscriptions de capacité d'acheminement et de livraison d'une durée inférieure à l'année
6.2.5. Tarifs applicables aux souscriptions annuelles de capacité d'injection de gaz sur le réseau de transport à partir d'une installation de production de gaz
6.2.6. Tarification des points notionnels d'échange de gaz
6.2.7. Service de flexibilité intrajournalière pour les sites fortement modulés
6.2.8. Conversion de qualité du gaz
6.2.9. Service d'équilibrage basé sur le stock en conduite
6.2.10. Pénalités pour dépassement de capacité
6.2.11. Redevance versée à GRTgaz par Fluxys au titre de l'acheminement depuis le terminal méthanier de Dunkerque jusqu'à la frontière belge
Décision de la CRE
Annexe 1 : Tableau de synthèse de la grille tarifaire 2024
Annexe 2 : Indicateurs de suivi de la qualité de service
Annexe 3 : Evolution des souscriptions de capacités fermes sur la période
Annexe 4 : Références pour la mise à jour annuelle du tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga
Annexe 5 : Modalités de calcul des références pour la mise à jour des charges d'avantage en nature énergie (annexe confidentielle)
Annexe 6 : Liste des NTR par site
Annexe 7 : Informations à publier dans le cadre du code de réseau Tarif
Annexe 8 : Comparaison avec la méthode Capacity Weighted Distance du code de réseau Tarif
Annexe 9 : Liste des scénarios de flux
Annexe 10 : Fichier tarifaire simplifié
Annexe 11 : Conformité à l'article 5 du code de réseau Tarif

1. Compétences de la CRE et processus d'élaboration tarifaire
1.1. Compétences de la CRE

Les dispositions de l'article L. 134-2 (4°) du code de l'énergie donnent compétence à la CRE pour préciser « les conditions d'utilisation des réseaux de transport […] de gaz naturel […], y compris la méthodologie d'établissement des tarifs d'utilisation de ces réseaux […] et les évolutions tarifaires […] ».
Les dispositions des articles L. 452-1, L. 452-2 et L. 452-3 du code de l'énergie encadrent les compétences tarifaires de la CRE.
En particulier, les dispositions de l'article L. 452-1 prévoient notamment que ces tarifs « sont établis de manière transparente et non discriminatoire afin de couvrir l'ensemble des coûts supportés par les gestionnaires des réseaux de transport […], dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d'opérateurs efficaces. Ces coûts tiennent compte des caractéristiques du service rendu et des coûts liés à ce service, y compris des obligations fixées par la loi et les règlements ainsi que des coûts résultant de l'exécution des missions de service public et des contrats mentionnés au I de l'article L. 121-46 ».
Les dispositions de l'article L. 452-2 prévoient que la CRE fixe les méthodes utilisées pour établir les tarifs d'utilisation des réseaux de gaz naturel.
Par ailleurs, l'article L. 452-3 du code de l'énergie dispose que la CRE 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 ». La délibération de la CRE peut 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 ».
L'article L. 452-3 dispose également que la CRE « procède, selon des modalités qu'elle détermine, à la consultation des acteurs du marché de l'énergie ».
Par la présente délibération, la CRE définit la méthodologie d'établissement du tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et de Teréga, et fixe le tarif dit « ATRT8 ».

1.2. Processus d'élaboration tarifaire
1.2.1. Consultation des parties prenantes

Compte tenu du besoin de visibilité des parties intéressées et de la complexité des sujets, la CRE a organisé entre février et septembre 2023 cinq ateliers thématiques ouverts au public :

- le premier, en date du 22 février 2023, portait sur la structure tarifaire des tarifs de distribution de gaz. Cet atelier a notamment permis de présenter les évolutions envisagées par la CRE concernant l'introduction d'un terme tarifaire facturé en fonction du débit des compteurs des utilisateurs visant à prendre en compte le développement des usages appoint-secours en distribution. Cet atelier a regroupé 75 participants ;
- le deuxième, en date du 4 mai 2023, portait sur la structure tarifaire des tarifs de transport de gaz. Cet atelier a notamment permis de présenter les évolutions envisagées par la CRE concernant la structure du tarif du réseau de grand transport, en particulier les tarifs applicables aux interconnexions. Cet atelier a regroupé 70 participants ;
- le troisième, en date du 10 mai 2023, portait sur les gaz verts. Cet atelier a notamment permis de présenter les évolutions envisagées par la CRE concernant la tarification applicable à l'injection des gaz renouvelables et bas-carbone dans les réseaux. Cet atelier a regroupé 85 participants ;
- le quatrième, en date du 20 juin 2023, portait sur l'avenir des infrastructures de gaz françaises et les adaptations possibles du cadre de régulation tarifaire pour prendre en compte la décroissance des consommations de gaz naturel. Cet atelier a notamment permis de présenter les évolutions envisagées par la CRE concernant la chronique d'amortissement de la Base d'Actifs Régulés (BAR), la prise en compte de l'inflation dans la base d'actifs régulés et les incitations possibles à la maitrise des investissements. Cet atelier a regroupé 86 participants ;
- enfin, le cinquième atelier, en date du 13 septembre 2023, était consacré à la qualité de service de GRDF et a permis de présenter les évolutions envisagées par la CRE sur différents indicateurs de qualité de service, parmi lesquels les délais de mise en service, la qualité du comptage ou encore les délais de traitement des réclamations. Cet atelier a regroupé 61 participants.

A l'issue de ces ateliers, la CRE a organisé une consultation publique publiée en français et en anglais qui s'est déroulée du 23 juillet 2023 au 9 octobre 2023, et a recueilli 36 réponses.
Les réponses non confidentielles à cette consultation sont publiées sur le site de la CRE.
A la suite de cette consultation publique, la CRE a organisé trois tables rondes avec respectivement, des fournisseurs, des associations de consommateurs et des autorités concédantes et collectivités locales afin de recueillir leurs remarques sur les orientations présentées dans les consultations publiques des tarifs de distribution, de transport et de stockage et sur l'impact de ces orientations sur les utilisateurs.
Enfin, la CRE a auditionné les GRT à plusieurs reprises, ainsi que leurs actionnaires respectifs.

1.2.2. Orientations de politique énergétique

En application des dispositions de l'article L. 452-3 du code de l'énergie, la CRE a pris en compte les orientations de politique énergétique transmises par la ministre de la transition énergétique par courrier du 2 novembre 2023. Ces orientations portent notamment sur :

- la nécessaire maîtrise des coûts dans un contexte de baisse de la consommation de gaz en renforçant la sélectivité des investissements futurs qui devront porter en priorité sur la sécurité et l'intégration des gaz renouvelables et bas carbone ;
- la structure des tarifs d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel, afin de prendre en compte l'accélération de la baisse de la consommation de gaz méthane, ou de réduction du nombre de consommateurs raccordés ;
- la limitation des communications des GRT qui iraient à l'encontre de la nécessaire réduction de la consommation de gaz méthane ;
- l'étude de conversion de certains actifs à d'autres gaz, notamment l'hydrogène et le dioxyde de carbone ;
- l'intégration des gaz renouvelables et bas-carbone, notamment pour le raccordement et renforcement du biométhane, et l'injection de résidus d'hydrogène dans les réseaux ;
- la prise en compte des modifications des flux de gaz sur l'exploitation des réseaux.

La CRE n'a pas reçu d'orientations de politique énergétique de la part du ministre chargé de l'économie.
Pour répondre à ces enjeux, le tarif ATRT8 prévoit notamment des ressources supplémentaires pour la modélisation des réseaux de gaz, des budgets spécifiques aux études de conversion de certains actifs à d'autres gaz, ainsi qu'à l'intégration de gaz renouvelables et bas carbone dans les réseaux. La CRE introduit également pour la période ATRT8 une évolution du cadre tarifaire, pour maîtriser l'évolution des coûts unitaires sur le long terme en accélérant l'amortissement de la BAR pour les nouveaux actifs.

1.2.3. Transparence

La CRE est attachée, dans le cadre des travaux tarifaires, à assurer la transparence pour toutes les parties intéressées sur les méthodes, les outils et les données qu'elle utilise.
Pour l'élaboration du tarif ATRT8, la CRE a publié dans sa consultation publique l'ensemble des informations visées à l'article 26 du règlement (UE) 2017/460 (le « Code de réseau Tarif »), portant sur la configuration du réseau de transport, la méthodologie de détermination des termes tarifaires et sa comparaison avec la méthode de référence du Code de réseau Tarif. L'ensemble de ces données sont récapitulées en annexes.
La CRE publie dans la présente délibération l'ensemble des informations visées aux articles 29 et 30 du Code de réseau Tarif, en particulier : les prix de réserve des capacités, les paramètres utilisés dans la méthode de calcul des prix de référence (notamment la justification des scénarios de flux), les informations financières sur les charges à couvrir et leur répartition, l'évolution des tarifs, etc. Ces informations sont récapitulées en annexe 7 de la délibération.
De plus, la CRE a publié les études externes réalisées dans le cadre de l'élaboration du tarif ATRT8. Ces études portent sur les sujets suivants :

- un audit de la demande en termes de charges d'exploitation de GRTgaz et Teréga pour la période 2024-2027 (9) ;
- un audit de la demande de taux de rémunération des actifs régulés de GRTgaz et Teréga (10).

Enfin, la CRE publie sur son site un modèle tarifaire simplifié.

1.2.4. Analyse de l'ACER

Conformément aux dispositions du Code de réseau Tarif, l'ACER a rendu les conclusions de son analyse sur la consultation publique de la CRE le 8 décembre 2023. Le rapport est disponible sur le site internet de l'ACER (11).

2. Cadre de régulation tarifaire
2.1. Bilan et enjeux du cadre de régulation tarifaire

Stable dans ses grands principes depuis plus de 10 ans, le cadre tarifaire des réseaux et infrastructures de gaz et d'électricité poursuit trois objectifs principaux :

- inciter les gestionnaires d'infrastructures à maîtriser leurs coûts pour limiter l'impact des tarifs d'infrastructures sur le consommateur final ;
- permettre aux opérateurs de financer les investissements nécessaires dans les infrastructures ; viser un haut niveau de qualité de service, de sécurité et de continuité d'acheminement.

Pour cela, il s'appuie sur des mécanismes financiers visant à inciter les gestionnaires d'infrastructures à rechercher l'efficacité dans la durée. Ainsi, une période tarifaire de quatre ans et le principe d'incitations financières pluriannuelles sur les coûts et la qualité de service ont été introduits. Le cadre de régulation laisse une large liberté dans la gestion de chacun des opérateurs d'infrastructures, permettant à chacun de rechercher les améliorations de performance les plus pertinentes.
La CRE dresse un bilan positif de ce cadre, qui a permis de maitriser les coûts dans la durée tout en améliorant la qualité de service. Ce cadre s'est par ailleurs montré très résilient face aux deux crises majeures traversées, crise sanitaire (12) et crise des prix de l'énergie, en donnant les moyens aux opérateurs d'assurer une continuité de l'activité dans de bonnes conditions.
La plupart des répondants à la consultation publique partagent les conclusions de la CRE sur le bilan positif du cadre de régulation pour la période ATRT7, qui a permis de maîtriser efficacement les coûts au bénéfice du client final, de réaliser les investissements nécessaires et d'exploiter dans de bonnes conditions les infrastructures gazières dans un contexte inédit de crise d'approvisionnement. Les gestionnaires de réseaux ont demandé à être davantage protégés des évolutions des conditions économiques au vu des évènements récents (notamment en ce qui concerne les prix de l'énergie).
Compte tenu de ce bilan (voir bilan détaillé publié en annexe 1 de la consultation publique), la CRE décide de reconduire pour l'ATRT8 l'essentiel du cadre de régulation prévu par l'ATRT7, en faisant évoluer quelques mécanismes.

2.2. Grands principes du cadre tarifaire

L'élaboration du tarif ATRT8 repose sur la définition, pour la période tarifaire de l'ATRT8, d'une trajectoire de revenu autorisé pour chacun des GRT et de souscriptions prévisionnelles de capacités sur leurs réseaux respectifs.
Le tarif ATRT8 fixe également un cadre de régulation, afin, d'une part, de limiter le risque financier des GRT et/ou des utilisateurs pour certains postes de charges ou de produits prédéfinis, à travers un compte de régularisation des charges et des produits (CRCP) et, d'autre part, d'encourager les GRT à améliorer leur performance grâce à des mécanismes incitatifs.
La prise en compte de l'ensemble de ces éléments permet d'établir le tarif applicable à partir du 1er avril 2024 ainsi que ses modalités d'évolution annuelle.

2.2.1. Détermination du revenu autorisé des GRT

Dans la présente délibération, sur la base du dossier tarifaire transmis par les opérateurs et de ses propres analyses, la CRE fixe le revenu autorisé prévisionnel de chaque GRT sur la période 2024-2027. Le revenu autorisé couvre les coûts des opérateurs sur une base calendaire dans la mesure où ceux-ci correspondent à ceux d'un opérateur efficace.
Ce revenu autorisé prévisionnel des GRT se compose des charges nettes d'exploitation (CNE) prévisionnelles, des charges de capital normatives (CCN) prévisionnelles, de l'apurement du solde du compte de régularisation des charges et des produits (CRCP), du reversement inter-opérateurs (INT) prévisionnel entre GRTgaz et Teréga et d'un terme de lissage (LIS) :

RA = CNE + CCN + CRCP + INT + LIS

avec :
RA : revenu autorisé prévisionnel sur la période ;
CNE : charges nettes d'exploitation prévisionnelles sur la période (cf. 2.2.1.1) ;
CCN : charges de capital normatives prévisionnelles sur la période (cf. 2.2.1.2) ;
CRCP : apurement du solde du CRCP (cf. 2.2.3) ;
INT : flux financier de reversement inter-opérateurs prévisionnel résultant de la péréquation des termes tarifaires du réseau principal (cf. 2.3.4) ;
LIS : terme de lissage résultant des modalités d'évolution tarifaire définies dans la partie 2.3.4).
Le cadre tarifaire permet de garantir la perception du revenu autorisé.

2.2.1.1. Charges nettes d'exploitation

Les charges nettes d'exploitation (CNE) se définissent comme les charges brutes d'exploitation desquelles sont déduits les produits d'exploitation (la production immobilisée et les produits extratarifaires notamment).
Les charges brutes d'exploitation se composent principalement des charges d'énergie, des charges d'opération et de maintenance du réseau, des consommations externes, des dépenses de personnel et des impôts et taxes.
Le niveau des charges nettes d'exploitation retenu est déterminé à partir de l'ensemble des coûts nécessaires à l'activité des GRT dans la mesure où, en application de l'article L. 452-1 du code de l'énergie, ces coûts correspondent à ceux d'un gestionnaire de réseau efficace.

2.2.1.2. Charges de capital normatives

Les charges de capital normatives (CCN) comprennent la rémunération et l'amortissement 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 opérateurs - la base d'actifs régulés (BAR) - et des immobilisations en cours (IEC), c'est-à-dire les investissements effectués qui n'ont pas encore donné lieu à la mise en service d'actifs.
Les CCN correspondent à la somme de l'amortissement des actifs constitutifs de la BAR et de la rémunération du capital immobilisé. Cette dernière correspond au produit de la valeur de la BAR par le coût moyen pondéré du capital (CMPC) et au produit de la valeur des IEC par le coût de la dette.

CCN = Amortissement annuel de la BAR + (BAR × CMPC) + (IEC × coût de la dette)

2.2.2. Coût du capital et couverture des investissements
2.2.2.1. Limiter le risque d'une hausse trop importante du coût unitaire d'acheminement pour les utilisateurs futurs du réseau

Dans son étude sur l'Avenir des infrastructures gazières (13), la CRE montre que malgré la baisse de la consommation, le dimensionnement des infrastructures gazières françaises ne devrait pas évoluer de manière significative d'ici 2050 :

- les réseaux de transport de gaz comme de distribution resteront en grande partie nécessaires. Des actifs seront néanmoins libérables, dans des proportions qui resteront limitées ;
- une part significative des capacités de stockage sera encore nécessaire pour répondre au besoin de modulation saisonnière de la consommation.

Les réseaux pourraient par ailleurs continuer à se développer pour accompagner le développement des gaz renouvelables et bas-carbone, et devront s'adapter à l'apparition d'un usage secours. Ainsi, les charges des opérateurs gaziers ne devraient pas diminuer dans les mêmes proportions ni à la même vitesse que la consommation de gaz à l'horizon 2050, entrainant ainsi une hausse du coût unitaire d'acheminement (effet « ciseau »).
Le levier identifié pour limiter l'effet « ciseau » est d'adapter la répartition des charges de capital dans le temps, avec l'objectif de les augmenter à plus court terme afin de les réduire à plus long terme, en cohérence avec l'évolution anticipée de la consommation de gaz. Cela permet d'éviter de faire porter au consommateur de demain les charges d'aujourd'hui.
Dans la consultation publique, la CRE a présenté trois pistes permettant cette réallocation de charges de capital dans le temps :

1. Mettre fin à l'indexation à l'inflation de la BAR en passant à une rémunération de la BAR à un CMPC nominal et non plus réel ;
2. Adapter le rythme des amortissements (passage à des amortissements dégressifs, plus élevés au début et amoindris ensuite), pour que les charges d'amortissement soient plus cohérentes avec la décroissance de la consommation de gaz ;
3. Réduire la durée d'amortissement de certains actifs.

Même si le risque de ciseau tarifaire est bien identifié, la plupart des répondants ne partagent pas ou pas complètement les orientations présentées par la CRE. De nombreux répondants craignent une mise en œuvre trop brutale à un moment où le tarif est déjà en forte hausse. D'autres considèrent cette évolution impossible à déployer dans des délais si courts et s'inquiètent de leur neutralité économique. Enfin, une mise en œuvre progressive a été évoquée par divers répondants.
La CRE prend en compte les retours à la consultation publique selon lesquels il ne faudrait pas mettre en œuvre l'ensemble des mesures envisagées au sein de la consultation publique. En effet, la CRE considère que la mise en œuvre de ces mesures appliquées à l'ensemble des actifs de la BAR des GRT ne peut pas être envisagée en raison de l'accentuation de la hausse tarifaire qu'elle engendrerait.
En conséquence, la CRE décide, dans un objectif de continuité du cadre de régulation, de retenir de manière partielle deux des mesures présentées en les appliquant aux seuls nouveaux actifs qui entreront dans la BAR à partir du 1er janvier 2024 :

- les nouveaux actifs ne sont plus réévalués à l'inflation et se voient, en contrepartie, appliquer un CMPC nominal (c'est-à-dire incluant l'inflation) ;
- les nouveaux actifs de type « canalisations et branchements » sont amortis sur 30 ans au lieu de 50 ans (ces actifs constituent les éléments de réseaux pour lesquels la durée d'amortissement est la plus longue).

Ces mesures ont chacune des effets inférieurs à 1 % sur la hausse tarifaire.
Par ailleurs, comme envisagé dans la consultation publique, la CRE ne retient pas la demande de Teréga visant à introduire une majoration des charges d'exploitation imputables aux actifs amortis. En effet, ce mécanisme pourrait introduire une surrémunération des actifs, sans pour autant apporter de bénéfice financier certain pour le tarif, les éventuelles économies de charges de capital permises par ce dispositif sont en effet incertaines.

2.2.2.2. Modalités de calcul de la base d'actifs régulés (BAR)

La BAR représente la somme des actifs corporels et incorporels immobilisés à l'actif de l'opérateur (évaluée au 1er janvier de chaque année) :

- la BAR augmente lorsqu'un actif est mis en service ;
- la BAR diminue avec l'amortissement des actifs, ou si un actif est mis au rebut ou cédé.

Pour les actifs dits « historiques » entrés dans la BAR jusqu'au 1er janvier 2023 inclus
La CRE reconduit pour le tarif ATRT8 les modalités de calcul de la BAR en vigueur pour le tarif ATRT7.
La valeur de la BAR est établie sur la base d'une méthodologie de type « coûts courants économiques » dont les principes essentiels ont été arrêtés par la Commission spéciale instituée par l'article 81 de la loi de finances rectificative du 28 décembre 2001, chargée de fixer le prix de cession, par l'État, de ses réseaux de transport de gaz naturel.
Depuis 2006, la date conventionnelle d'entrée des actifs dans la BAR est fixée au 1er janvier de l'année suivant leur mise en service. Les valeurs brutes des actifs sont retraitées des écarts de réévaluation autorisés en 1976 et des subventions reçues au titre de la réalisation de ces investissements.
Une fois intégrés à la BAR, les actifs sont réévalués au 1er janvier de chaque année de l'inflation en glissement de juillet à juillet. Pour cette raison, la CRE utilise un CMPC réel n'incluant pas l'inflation. Depuis 2016, l'indice de réévaluation utilisé est l'indice 1763852 des prix à la consommation hors tabac, pour l'ensemble des ménages résidant en France.
Les actifs sont amortis linéairement sur la base de leur durée de vie économique. Les terrains sont pris en compte à leur valeur historique réévaluée non amortie.
Les durées de vie retenues par la CRE pour les principales catégories d'actifs sont les suivantes :

Pour les actifs dits « nouveaux actifs » entrés dans la BAR à partir du 1er janvier 2024
La valeur de la BAR est calculée à partir de la valeur nette comptable des actifs en service. La date conventionnelle d'entrée des actifs dans la BAR est le 1er janvier de l'année suivant leur mise en service.
Les actifs sont amortis linéairement sur la base de leur durée de vie économique. Les terrains sont pris en compte à leur valeur historique réévaluée non amortie. Les valeurs brutes des actifs sont retraitées des subventions reçues au titre de la réalisation de ces investissements.
Les durées de vie retenues par la CRE pour les principales catégories d'actifs sont les suivantes :

La CRE applique un CMPC nominal pour les actifs entrant dans la BAR à partir du 1er janvier 2024.

2.2.2.3. Modalités de calcul du coût moyen pondéré du capital (CMPC)

La méthode retenue pour fixer le taux de rémunération des actifs est fondée sur le CMPC à structure financière normative. En effet, le niveau de rémunération du GRT doit, d'une part, lui permettre de financer les charges d'intérêt sur sa dette et, d'autre part, apporter à ses actionnaires une rentabilité des fonds propres comparable à celle qu'ils pourraient obtenir pour des investissements comportant des niveaux de risque comparables. Ce coût des fonds propres est estimé sur la base de la méthodologie dite du « modèle d'évaluation des actifs financiers » (MEDAF).
Dans la consultation publique du 26 juillet 2023, la CRE envisageait de faire évoluer la méthode de calcul du CMPC pour prendre en compte la remontée des taux observée récemment.
Pour déterminer le CMPC applicable pendant le tarif ATRT8, la CRE envisageait de retenir :

- un taux déterminé selon la méthode utilisée pour l'ATRT7 et les tarifs précédents, fondée sur l'analyse de paramètres constatés de long terme (par ex. : moyenne 10 ans des taux sans risques) ;
- un taux fondé sur la prise en compte de données économiques plus récentes.

La CRE a précisé dans sa consultation publique que ces taux pourraient être appliqués respectivement aux anciens et nouveaux actifs ou combinés dans un taux pondéré.
Sur la détermination du niveau du CMPC, les gestionnaires de réseaux et leurs actionnaires sont globalement favorables à une évolution de la méthode de CMPC afin de prendre davantage en compte la hausse récente des taux d'intérêt, tandis que les fournisseurs et associations de consommateurs y sont défavorables, soutenant que la stabilité de la méthode devrait prévaloir.
Par ailleurs, la plupart des répondants sont défavorables à la mise en place d'un double taux et soutiennent un taux pondéré.
Compte tenu des retours à la consultation publique, la CRE décide pour la période tarifaire ATRT8 de faire évoluer la méthode de calcul du coût moyen pondéré du capital en pondérant deux taux, l'un fondé sur une analyse de paramètres de long terme (comme dans l'ATRT7) et l'autre tenant compte de données économiques plus récentes.
Cette pondération repose sur une répartition normative de la part respective des anciens actifs et des nouveaux actifs dans la période tarifaire de l'ATRT8 pour un opérateur gazier.

2.2.2.4. Modalités de rémunération des immobilisations en cours

Dans la consultation publique du 26 juillet 2023, la CRE a indiqué ne pas être favorable à une rémunération des IEC au CMPC, telle que demandée par certains opérateurs, car cela réduirait la forte incitation des opérateurs à mettre en service les actifs au plus vite.
La CRE reconduit le principe de la rémunération des immobilisations en cours (IEC) au coût de la dette nominale avant impôts, en cohérence avec la méthodologie généralement retenue pour les intérêts intercalaires.
Le montant de ces IEC est égal à la moyenne, pour chaque année d'application du tarif, entre leur niveau estimé au 1er janvier et celui au 31 décembre, compte tenu des dépenses d'investissements et des mises en service d'actifs effectuées au cours de l'année.

2.2.2.5. Traitement des actifs sortis de l'inventaire
2.2.2.5.1. Traitement des coûts échoués

Par « coûts échoués », la CRE entend la valeur comptable résiduelle des actifs retirés de l'inventaire avant la fin de leur durée de vie économique, ainsi que les charges relatives aux études techniques et démarches amont qui ne pourraient pas être immobilisées si les projets ne se réalisaient pas.
Les coûts échoués sont traités comme suit, sur présentation des dossiers par les opérateurs :

- les coûts échoués récurrents ou prévisibles font l'objet d'une trajectoire tarifaire sur la base d'une enveloppe annuelle fixée dans la présente délibération ;
- les frais d'études sans suite pour de grands projets ayant fait l'objet d'une approbation préalable de la CRE sont couverts par le tarif via le CRCP ;
- la couverture des autres coûts échoués est examinée par la CRE au cas par cas, sur la base de dossiers argumentés présentés par les GRT.

Les coûts à couvrir, le cas échéant, par les tarifs, sont pris en compte à hauteur de leur valeur comptable déduction faite des éventuels produits de cession.

2.2.2.5.2. Traitement des actifs cédés

Lorsqu'un actif est cédé par un opérateur, il quitte son patrimoine, sort de la BAR et cesse, de fait, de générer des charges de capital (amortissement et rémunération). Cette cession peut, le cas échéant, générer une plus-value pour l'opérateur, égale à la différence entre le produit de cession et la valeur nette comptable.
Dans le cadre tarifaire prévu dans le tarif ATRT7, dans le cas d'une cession d'actifs immobiliers ou de terrains :

- si la cession donne lieu à une plus-value comptable, le produit de cession net de la valeur nette comptable de l'actif cédé est intégré à 80 % au CRCP de façon à faire bénéficier les utilisateurs de réseau de la majeure partie des gains tirés de la revente de ces actifs, dans la mesure où ces utilisateurs en ont supporté les coûts d'acquisition (le revenu autorisé des opérateurs couvrant l'amortissement annuel et la rémunération des actifs de la BAR), tout en préservant une incitation pour l'opérateur à maximiser ce gain. Celui-ci conserve en effet les 20 % du gain restant ;
- une cession donnant lieu à une moins-value comptable fera l'objet d'un examen de la CRE, sur la base d'un dossier argumenté présenté par l'opérateur.

La CRE envisageait dans sa consultation publique de reconduire le cadre de régulation pour les actifs immobiliers et terrains cédés prévu dans l'ATRT7. La prise en compte dans le tarif des plus-values de cession est en effet justifiée, considérant que le tarif a participé au financement des actifs concernés. La majorité des acteurs est favorable à cette reconduction.
En conséquence, la CRE décide de reconduire ce cadre de régulation pour les actifs immobiliers et terrains cédés pour la période ATRT8.

2.2.2.5.3. Cas des actifs convertis à l'hydrogène

Les objectifs européens de réduction des émissions de gaz à effet de serre pourraient conduire à terme au développement d'un réseau de transport d'hydrogène. Dans ce cadre, certaines infrastructures du réseau de transport pourraient être converties et réutilisées pour le transport d'hydrogène.
La conversion d'un actif du réseau de transport de gaz à l'hydrogène suppose la sortie de cet actif de la BAR de l'opérateur qui l'exploite, et son transfert à un autre opérateur (ou une autre base d'actifs s'il s'agit du même opérateur, que l'activité de transport d'hydrogène soit régulée ou non). Cela pose la question du prix de cession des actifs concernés, et du partage de la plus-value éventuelle entre l'opérateur et les utilisateurs.
Le cadre européen concernant le marché de l'hydrogène n'est pas encore défini à ce stade : la Commission européenne a publié le 15 décembre 2021 une proposition législative révisant les règles de l'Union européenne en matière d'accès au marché et aux réseaux de gaz, qui comprend des modalités visant à faciliter le développement du marché de l'hydrogène. Cette proposition législative fait l'objet de discussions et n'a pas encore été adoptée. Dans sa version actuelle, le texte prévoit que l'ACER publie des recommandations concernant la valorisation des actifs gaziers convertis à l'hydrogène.
Le tarif ATRT7 ne prévoyait pas de cadre de régulation spécifique pour les actifs qui seraient cédés en vue d'une conversion à l'hydrogène.
En l'absence de cadre européen en vigueur, la CRE envisageait dans sa consultation publique de traiter au cas par cas les actifs cédés en vue d'une conversion à l'hydrogène, sur la base de dossiers argumentés présentés par les GRT. La CRE sera attentive à ce que le prix de cession soit fixé de manière à éviter les subventions croisées entre les utilisateurs des réseaux de gaz et d'hydrogène, et à ce que le partage de l'éventuelle plus-value entre les GRT et les utilisateurs soit pertinent. Dans l'hypothèse où les futurs réseaux de transport d'hydrogène seraient régulés, la CRE veillera également à ce que leurs futurs utilisateurs d'hydrogène n'aient pas à payer des coûts déjà couverts par les précédents utilisateurs gaziers.
La grande majorité des répondants est favorable à l'orientation présentée par la CRE dans la consultation publique. Quelques répondants mentionnent en particulier la nécessité d'éviter les subventions croisées.
Compte tenu de l'absence de cadre européen et du manque de visibilité à la date de la présente délibération sur les modèles économiques du secteur de l'hydrogène, la CRE décide de traiter au cas par cas, sur la base de dossiers argumentés présentés par les GRT, les actifs cédés en vue d'une conversion à l'hydrogène.

2.2.3. Compte de régularisation des charges et produits (CRCP)

Calcul et apurement
Le niveau du tarif ATRT est fixé par la CRE à partir d'hypothèses sur le niveau prévisionnel des charges et des recettes de chaque opérateur. Un mécanisme de régularisation a posteriori, le compte de régularisation des charges et produits (CRCP), a été introduit afin de prendre tout ou partie des écarts entre les charges et les produits réellement constatés et les charges et les produits prévisionnels, sur des postes prédéfinis. Le CRCP protège en conséquence les opérateurs de la variation de certains postes de coûts ou de recettes en compensant certains déficits, et protège également le consommateur en permettant la rétrocession de certains surplus. Il est également utilisé pour le versement des incitations financières résultant de l'application des mécanismes de régulation incitative, calculé sur la base des résultats constatés.
Calculé au 31 décembre de chaque année N, le solde du CRCP est apuré, dans la limite d'une évolution tarifaire annuelle associée à cet apurement. Cette limite d'apurement était de +/- 2 % durant les précédentes périodes tarifaires, pour la plupart des tarifs de réseaux d'électricité et de gaz. Il a offert une bonne visibilité aux acteurs de marché sur la trajectoire des tarifs pendant la période tarifaire de quatre ans et a fonctionné sans difficulté pendant plus de 10 ans.
Toutefois, la crise gazière en fin de période tarifaire 2019-2023 a conduit à un CRCP élevé pour certains opérateurs, notamment lié à la hausse des prix de l'énergie, à l'inflation et à la baisse de la consommation de gaz. Ce constat a conduit les opérateurs gaziers à solliciter une révision des modalités d'apurement lors des évolutions annuelles.
Une majorité de répondants à la consultation publique, dont les opérateurs d'infrastructures, est favorable à l'ajustement du plafond d'apurement du CRCP à +/- 3 % du fait de la forte incertitude sur certains postes de charge couverts au CRCP (notamment liée aux charges énergie et aux hypothèses de souscriptions dans un contexte de fin des contrats de long terme). Au regard des réponses à la consultation publique, la CRE décide de relever à +/- 3 % la limite d'une évolution tarifaire annuelle associée à l'apurement du CRCP. Cette nouvelle limite d'apurement permet de concilier les objectifs de maintien d'une stabilité tarifaire raisonnable au cours de la période tarifaire et de prise en compte d'une conjoncture plus volatile notamment sur les prix de l'énergie.
Dans le cas où cette limite d'apurement est atteinte et ne permet pas l'apurement intégral du solde du CRCP dans l'évolution tarifaire de l'année N + 1, le solde non apuré au cours de l'année N + 1 est reporté à l'année N + 2. En outre, le solde du CRCP constaté en fin de période tarifaire est pris en compte lors de l'établissement du revenu autorisé de la période suivante.
Neutralité financière du dispositif du CRCP
Afin d'assurer la neutralité financière du dispositif, le solde du CRCP au 1er janvier de l'année N + 1 est obtenu en actualisant le solde du CRCP au 31 décembre de l'année N. Depuis l'introduction du mécanisme du CRCP en ATRD3, en ATS1 et en ATRT3, ce taux d'actualisation a été défini comme le taux sans risque.
En raison d'un solde de CRCP prévisionnel de fin de période important, plusieurs opérateurs ont demandé une évolution de ce paramètre. GRDF a demandé que le taux d'actualisation corresponde au CMPC nominal avant impôts ou au coût nominal de la dette, car il considère devoir supporter des coûts de financement dans l'attente de l'apurement du CRCP. Teréga a demandé un taux d'actualisation de 3,30 %, intégrant un taux sans risque et une « prime de confort », qui est un ajustement spécifique du rendement des obligations d'Etat.
La CRE rappelle que la restitution du solde du CRCP est toujours garantie, indépendamment de son niveau. De plus, il est rendu à relativement court terme à l'opérateur. Ainsi, le niveau de risque long terme inclus dans le niveau du CMPC ou du coût de la dette n'est pas pertinent pour actualiser le solde du CRCP. La CRE estime donc que le taux sans risque reste le paramètre pertinent pour l'actualisation du solde du CRCP.
Néanmoins, la CRE envisageait dans sa consultation publique de retenir le taux sans risque appliqué aux nouveaux actifs pour actualiser le solde du CRCP, en cohérence avec le nouveau cadre de la rémunération des actifs (voir partie 2.2.2.3) et le rythme d'apurement du CRCP. La nouvelle méthode de détermination du CMPC prend en effet en compte un taux sans risque fondé sur des paramètres historiques et un taux sans risque sur des données de court terme qui s'appliquent respectivement aux actifs historiques et aux nouveaux actifs.
Une partie des répondants à la consultation publique, dont des fournisseurs et des opérateurs d'infrastructures, est favorable à ce que la CRE envisageait dans la consultation publique, c'est-à-dire l'actualisation du CRCP au taux sans risque court terme.
Certains acteurs (principalement des opérateurs d'infrastructures) sont favorables à la rémunération du CRCP au CMPC, afin de compenser les coûts de financement dans l'attente de l'apurement du solde du CRCP.
D'autres contributeurs demandent de retenir une rémunération du CRCP au coût de la dette, afin de compenser le coût d'endettement pour les GRT qui peuvent recourir à ce levier financier dans l'attente de l'apurement du solde du CRCP.
La CRE maintient ses analyses présentées dans la consultation publique, et décide d'actualiser le solde du CRCP au taux sans risque appliqué aux nouveaux actifs durant la période tarifaire ATRT8, soit un taux de 3,8 %.
Flux de compensation
Pour assurer l'équilibre entre le revenu autorisé et les recettes tarifaires de chaque GRT, le tarif ATRT7 prévoyait un flux de compensation entre GRTgaz et Teréga au titre de l'évolution annuelle nationale des termes tarifaires du réseau principal.
En effet, dans le cadre de l'évolution annuelle du tarif ATRT7, un coefficient knational était calculé pour fixer l'évolution annuelle des termes tarifaires du réseau principal (voir partie 2.3.4). Il induit un écart opposé de recettes entre GRTgaz et Teréga. Cet écart est reversé entre les GRT.
La CRE décide de maintenir le principe de ce flux de compensation entre les deux opérateurs pour la période ATRT8. Le détail de son calcul est précisé au paragraphe 2.3.4 de la présente délibération.

2.3. Calendrier tarifaire
2.3.1. Une période tarifaire de quatre ans

Le tarif ATRT7 a été fixé pour une durée d'environ quatre ans. Dans la consultation publique, la CRE envisageait de maintenir cette durée pour le tarif ATRT8.
Dans leurs réponses à la consultation du 26 juillet 2023, les acteurs de marché se sont déclarés favorables au maintien de cette durée d'environ 4 ans, considérant, comme la CRE, qu'elle offre au marché de la visibilité sur l'évolution des tarifs d'infrastructures et qu'elle donne aux opérateurs le temps nécessaire pour engager des efforts de productivité.
Le tarif ATRT8 s'applique pour une durée d'environ 4 ans, à compter du 1er avril 2024. Il vise à couvrir les charges des années calendaires de 2024 à 2027. Il évolue annuellement, au 1er avril de chaque année, selon les modalités décrites au 2.3.3 de la présente délibération.

2.3.2. Clauses de rendez-vous

Clause de rendez-vous à mi-période tarifaire
Le tarif ATRT8 prévoit, comme c'était le cas dans le tarif précédent, une clause de rendez-vous, activable par chaque GRT au bout de deux ans.
Ainsi, les conséquences éventuelles de nouvelles dispositions législatives ou réglementaires ou d'une décision juridictionnelle ou quasi-juridictionnelle pourront donner lieu à un réexamen de la trajectoire tarifaire pour les deux dernières années de la période tarifaire (2026 et 2027) si le niveau des charges nettes d'exploitation retenues dans le tarif ATRT8 se trouve modifié d'au moins 1 %.
Clause de rendez-vous concernant l'impact du futur règlement sur la réduction des émissions de méthane dans le secteur de l'énergie
Le tarif ATRT8 prévoit également une clause de rendez-vous pour prendre en compte les charges supplémentaires qui pourraient être induites par le futur règlement sur la réduction des émissions de méthane dans le secteur de l'énergie. Au vu des incertitudes qui demeurent sur la nature des mesures qui s'imposeront aux gestionnaires de réseaux et aux coûts qui en résulteront, la CRE décide de ne pas fixer de trajectoire de charges a priori sur ce poste. La majorité des répondants à la consultation publique s'est exprimée dans ce sens. Chaque gestionnaire de réseau pourra, une fois le règlement sur la réduction des émissions de méthane publié, demander le réexamen de sa trajectoire de charges nettes d'exploitation pour prendre en compte les nouveaux coûts directement induits par ce règlement. Le gestionnaire de réseau présentera un dossier dûment étayé à la CRE. Le cas échéant, la CRE pourra par ailleurs prévoir des dispositifs de régulation incitative dédiés à ces mesures.

2.3.3. Calendrier d'évolution des termes tarifaires

Les termes tarifaires ATRT8 s'appliquent à partir du 1er avril 2024 et seront révisés annuellement selon les règles ci-dessous :

- les termes tarifaires aux PIR évolueront au 1er octobre de chaque année, avec un premier mouvement de ces termes au 1er octobre 2024. Les termes tarifaires en vigueur aux PIR depuis le 1er octobre 2023 continueront à s'appliquer entre le 1er avril 2024 et le 30 septembre 2024 ;
- les termes d'injection biométhane (14) dans les conditions prévues par l'ATRD7. Les termes tarifaires d'injection biométhane en vigueur depuis le 1er avril 2023 continueront à s'appliquer entre le 1er avril 2024 et le 30 juin 2024 ;
- les autres termes tarifaires de la grille évolueront au 1er avril de chaque année.

Ce calendrier permet, d'une part, de conserver la cohérence entre les calendriers transport, terminaux méthaniers, et stockage, et d'autre part, de répondre à la contrainte imposée par le code de réseau Tarif de disposer, en amont des enchères annuelles de capacités aux interconnexions (PIR), du niveau des termes tarifaires qui s'appliquera d'octobre N à octobre N + 1. Il permet, par ailleurs, de maintenir le niveau des termes tarifaires liés à l'injection du biométhane en cohérence pour l'ensemble des sites, qu'ils soient raccordés au réseau de transport ou au réseau de distribution.
La majorité des acteurs ayant répondu à la consultation publique est favorable à ce que la CRE envisageait dans la consultation publique. Ces acteurs considèrent que cela offre une visibilité satisfaisante aux acteurs de marché et garantit le bon fonctionnement des enchères.

2.3.4. Evolution annuelle du niveau des termes tarifaires

Le tarif ATRT8 met en œuvre des principes tarifaires permettant une stabilité de la répartition des coûts entre les différentes catégories d'utilisateurs du réseau. En particulier, pour préserver au cours de la période tarifaire l'équilibre entre les coûts du réseau principal portés par les utilisateurs effectuant du transit d'une part, et par les utilisateurs alimentant la consommation nationale d'autre part, l'évolution annuelle doit être identique pour tous les termes tarifaires du réseau principal.
Toutefois, les charges et recettes de chacun des opérateurs pouvant évoluer pour des raisons spécifiques à chaque réseau, le solde du CRCP en fin d'année de GRTgaz et de Teréga sera différent.
En conséquence, dans le tarif ATRT8, le calcul du CRCP de chaque opérateur aboutira à un coefficient kGRTgaz pour GRTgaz et kTeréga pour Teréga. Les termes du réseau principal évolueront chaque année du même coefficient national, dit « knational », correspondant à la moyenne pondérée par les recettes de souscriptions de capacités des coefficients kGRTgaz non plafonné et kTeréga non plafonné. Les termes du réseau régional de GRTgaz évolueront du coefficient kGRTgaz, et ceux du réseau régional de Teréga évolueront du coefficient kTeréga.
Enfin, le tarif ATRT8 prévoit un flux inter-opérateurs résultant de la péréquation des termes tarifaires du réseau principal et permettant d'assurer l'adéquation entre les charges et les recettes associées au réseau principal des deux opérateurs (en compensant les écarts de recettes de l'année concernée induits par l'application d'un coefficient moyen knational sur les termes du réseau principal).
Comme c'était le cas pour le tarif ATRT7, la CRE envisageait dans sa consultation publique une évolution mécanique annuelle et lissée du tarif ATRT8 selon des principes similaires à ceux de la précédente période tarifaire.
Compte tenu des réponses à la consultation publique et pour répondre aux demandes des opérateurs d'améliorer le rythme d'apurement du CRCP dans un contexte économique plus incertain, la CRE retient trois évolutions :

- pour mieux prendre en compte l'effet de l'inflation, la mise à jour tarifaire annuelle pour l'année N prendra en compte la correction de l'écart d'inflation au titre de l'année N - 1 entre la prévision du projet de loi de finances (PLF) et le niveau réalisé (ou à défaut la meilleure estimation disponible lors du calcul de la mise à jour tarifaire annuelle, 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]) ;
- le knational est dorénavant calculé comme la moyenne du kGRTgaz, non plafonné et du kTeréga non plafonné pondérée par les recettes de souscription de capacités sur le réseau principal de chaque opérateur. Durant la précédente période tarifaire, le knational était calculé comme la moyenne pondérée des kGRTgaz, et kTeréga préalablement plafonnés ;
- le plafonnement des facteurs d'apurement knational, kGRTgaz et kTeréga est fixé à +/- 3 % contre +/- 2 % durant la période tarifaire ATRT7 comme indiqué dans la partie 2.3.4.

Le tarif ATRT8 évoluera annuellement, à compter de 2025, le 1er avril de chaque année, selon les principes suivants :

- pour les termes tarifaires du réseau principal en vigueur au 31 mars de l'année N, du pourcentage de variation suivant : Znational = IPC + knational
où :
- Znational est la variation de la grille tarifaire au 1er avril de l'année N, exprimée en pourcentage et arrondie à 0,01 % près ;
- IPC : le taux d'inflation hors tabac prévisionnel pour l'année N pris en compte dans le projet de loi de finances pour l'année N auquel est ajouté l'écart entre l'inflation réalisée de l'année N - 1 telle que calculée par l'INSEE (ou à défaut la meilleure prévision disponible, 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]) et le taux d'inflation hors tabac prévisionnel pour l'année N - 1 pris en compte dans le projet de loi de finances pour l'année N - 1 ;
- knational est l'évolution de la grille tarifaire, en pourcentage, plafonnée à +/- 3 %, correspondant à la moyenne pondérée par les recettes de souscriptions de capacités sur le réseau principal des coefficients kGRTgaz et kTeréga non plafonnés.

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

- pour les termes tarifaires du réseau régional de GRTgaz en vigueur au 31 mars de l'année N ; du pourcentage de variation suivant : ZGRTgaz = IPC + kGRTgaz
où :
- ZGRTgaz est la variation de la grille tarifaire au 1er avril de l'année N, exprimée en pourcentage et arrondie à 0,01 % près ;
- IPC : le taux d'inflation hors tabac prévisionnel pour l'année N pris en compte dans le projet de loi de finances pour l'année N auquel est ajouté l'écart entre l'inflation réalisée de l'année N - 1 telle que calculée par l'INSEE (ou à défaut la meilleure prévision disponible, 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]) et le taux d'inflation hors tabac prévisionnel pour l'année N - 1 pris en compte dans le projet de loi de finances pour l'année N - 1 ;
- kGRTgaz est l'évolution de la grille tarifaire, en pourcentage, plafonnée à +/- 3 %, provenant principalement de l'apurement du solde du compte de régularisation des charges et produits (CRCP) de GRTgaz ;

- pour les termes tarifaires du réseau régional de Teréga en vigueur au 31 mars de l'année N, du pourcentage de variation suivant : ZTeréga = IPC + kTeréga
où :
- ZTeréga est la variation de la grille tarifaire au 1er avril de l'année N, exprimée en pourcentage et arrondie à 0,01 % près ;
- IPC : le taux d'inflation hors tabac prévisionnel pour l'année N pris en compte dans le projet de loi de finances pour l'année N auquel est ajouté l'écart entre l'inflation réalisée de l'année N - 1 telle que calculée par l'INSEE (ou à défaut la meilleure prévision disponible, 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]) et le taux d'inflation hors tabac prévisionnel pour l'année N - 1 pris en compte dans le projet de loi de finances pour l'année N - 1 ;
- kTeréga est l'évolution de la grille tarifaire, en pourcentage, plafonné à +/- 3 %, provenant principalement de l'apurement du solde du compte de régularisation des charges et produits (CRCP) de Teréga.

Par exception, ces modalités ne s'appliquent pas au timbre d'injection biométhane dont l'évolution sera définie dans la délibération de la CRE portant décision sur le tarif d'utilisation du réseau de distribution de GRDF pour la période 2024-2027.
En outre, la CRE pourra prendre en compte, lors des évolutions annuelles du tarif ATRT8, des évolutions de la structure tarifaire, liées notamment :

- à la mise en œuvre des codes de réseaux et/ou lignes directrices européens ;
- au fonctionnement de la zone de marché unique France ;
- à des modifications de l'offre des GRT ;
- aux évolutions de la régulation incitative de la qualité de service des opérateurs.

Enfin, le terme tarifaire stockage évoluera suivant le niveau fixé dans une délibération ad hoc par la CRE au terme de la campagne annuelle de commercialisation des capacités de stockage de gaz aux enchères.

2.3.5. Calcul du solde du CRCP au 1er janvier de l'année N

Le solde global du CRCP est calculé avant la clôture définitive des comptes annuels. Il est donc égal au montant à verser ou à déduire du CRCP (i) au titre de l'année écoulée, sur la base de la meilleure estimation des charges et recettes annuelles (dit CRCP estimé), et (ii) au titre de l'année précédente, par comparaison entre les charges et recettes réalisées et l'estimation qui en avait été faite un an plus tôt (dit CRCP définitif), auquel s'ajoute le solde du CRCP non apuré au titre des années antérieures.
Le solde prévisionnel du CRCP au 31 décembre 2023 est pris en compte pour l'élaboration des revenus prévisionnels du tarif ATRT8 apuré sur les 4 ans du tarif et est donc remis à 0 au 1er janvier 2024.
Les écarts définitifs à reverser au CRCP pour l'année 2023 seront pris en compte lors de la mise à jour annuelle du 1er avril 2025. Les montants de référence et des taux de couverture permettant de calculer ce solde définitif sont définis dans la délibération ATRT7 du 23 janvier 2020, et dans la délibération de mise à jour du tarif ATRT7 du 31 janvier 2023 (15).
Le montant à verser ou à déduire au CRCP est calculé par la CRE, au 31 décembre de chaque année, en fonction de l'écart du réalisé, pour chaque poste concerné, par rapport aux montants de référence définis en annexe 4. Tout ou partie de l'écart est versé au CRCP, la quote-part est déterminée en fonction du taux de couverture prévu par la présente délibération.
Les charges et recettes couvertes pour tout ou partie au CRCP pour la période ATRT8 sont fixées au 2.4.2 de la présente délibération.

2.3.6. Calcul des coefficients k en vue notamment de l'apurement du solde du CRCP

L'évolution de la grille tarifaire annuelle prend en compte trois coefficients knational, kGRTgaz, kTeréga qui visent à apurer, au 31 décembre de l'année N, le solde du CRCP constaté au 31 décembre de l'année N - 1. Les coefficients knational, kGRTgaz, kTeréga sont chacun plafonnés à +/- 3 %.
Les coefficients kGRTgaz, respectivement kTeréga, sont déterminés de manière à ce que l'évolution tarifaire effectivement mise en œuvre permette de couvrir, pour chaque GRT, dans la limite du plafonnement des coefficients k, la somme des coûts à couvrir suivants :

- le revenu autorisé prévisionnel lissé mis à jour ;
- le solde du CRCP.

Le knational est défini comme la moyenne du kGRTgaz, non plafonné et du kTeréga non plafonné, pondérée par les recettes de souscription de capacités de chaque opérateur. Cette moyenne pondérée introduit un écart de recettes opposé chez chacun des opérateurs qui est compensé au travers de l'ajustement du flux inter-opérateur pour l'année N (les principes de ce flux sont fixés au 2.8.6 de la présente délibération).
Les recettes prévisionnelles résultant de l'application des grilles tarifaires effectivement mises en œuvre sur cette période sont fondées sur les souscriptions prévisionnelles considérées dans la présente délibération.

2.4. Régulation incitative à la maîtrise des coûts
2.4.1. Régulation incitative des charges d'exploitation

Le tarif ATRT7 prévoyait que les charges nettes d'exploitation, à l'exception de certains postes prédéfinis difficiles à maîtriser pour les opérateurs, font l'objet d'une incitation à 100 %.
Au vu du bilan positif des précédentes périodes tarifaires et de l'appréciation favorable des acteurs formulée dans le cadre de la consultation publique du 26 juillet 2023, la CRE reconduit ce principe pour le tarif ATRT8.
Ainsi, à l'exception des natures de charges et recettes couvertes en tout ou partie au CRCP, présentées au de la présente délibération, tout écart par rapport à la trajectoire fixée pour la période ATRT8 restera à la charge ou au bénéfice de l'opérateur.

2.4.2. Couverture au CRCP de certains postes de charges et de recettes

Les tarifs de réseau sont calculés à partir d'hypothèses sur les charges et les recettes qui permettent de définir des trajectoires d'évolution pour les différents postes. Comme indiqué dans la partie 2.2.3 de la présente délibération, un mécanisme de régularisation a posteriori, le CRCP, permet de prendre en compte les écarts entre les charges et les produits réellement constatés, et les charges et les produits prévisionnels sur certains postes préalablement identifiés, peu prévisibles et peu maîtrisables par les gestionnaires des réseaux de transport de gaz.
La CRE considère que l'intégration d'un poste au CRCP doit être appréhendée notamment à l'aune des deux axes suivants :

- la prévisibilité : un poste prévisible est un poste pour lequel il est possible, pour l'opérateur et pour la CRE, de prévoir, avec une confiance raisonnable, le niveau des coûts supportés et des recettes perçues par l'opérateur sur une période tarifaire ;
- la maîtrise : un poste maîtrisable est un poste pour lequel l'opérateur est en mesure de contrôler le niveau de dépenses/recettes au cours d'une année, ou bien dispose d'un pouvoir de négociation ou d'influence quant à son niveau, si celui-ci découle d'une tierce partie.

Ces principes sont en vigueur depuis plusieurs périodes tarifaires et sont largement soutenus par les acteurs ayant répondu à la consultation publique. Par ailleurs, le traitement tarifaire ne peut se résumer à une alternative unique s'agissant de la couverture du poste, entre 100 % et 0 % au CRCP. Ainsi, pour certains postes faiblement maîtrisables et/ou prévisibles, la CRE considère qu'il est pertinent d'inciter partiellement les opérateurs.
Dans sa consultation publique du 26 juillet 2023, la CRE envisageait plusieurs évolutions par rapport à la période ATRT7 concernant la couverture des charges et produits des GRT par le CRCP :

- charges d'avantage en nature énergie (« tarif agent ») :

Les salariés de la branche des Industries Électriques et Gazières (IEG) et les retraités ayant travaillé au moins quinze ans dans cette branche, dont font partie GRTgaz, Storengy et GRDF bénéficient d'un tarif préférentiel pour le gaz et l'électricité (dit « tarif agent »). Chaque entreprise de la branche qui emploie des salariés au statut IEG faisant partie des IEG verse, en contrepartie à EDF et Engie, chaque année un montant visant à couvrir l'écart entre le tarif agent et le coût que ces deux entreprises indiquent supporter au titre de l'approvisionnement des agents en énergie.
Dans le cadre de l'ATRT7, ces charges étaient entièrement incitées, comme la majorité des charges d'exploitation. GRTgaz et Storengy demandent qu'elles soient désormais couvertes à 100 % au CRCP pour la période tarifaire ATRT8, en raison des incertitudes pesant sur les prix de l'électricité et du gaz. GRDF a demandé que les écarts dus aux effets prix, c'est-à-dire les écarts entre les tarifs de référence en électricité et en gaz choisis par EDF et ENGIE et les tarifs d'électricité et de gaz fixés pour les agents IEG soient couverts au CRCP.
Le montant des reversements des opérateurs à EDF et Engie étant fixé dans le cadre d'un contrat négocié entre les différentes entreprises concernées, lors de la consultation publique, la CRE a considéré que le maintien d'un cadre de régulation incitant à la fixation d'un niveau était pertinent pour cette compensation. La CRE envisageait également dans la consultation de maintenir une incitation portant sur les volumes d'énergie consommés, en cohérence avec les objectifs de sobriété fixés par le gouvernement.
Certains acteurs partagent l'analyse de la CRE et soutiennent que le maintien de cette incitation est justifié dans la perspective de la politique de sobriété énergétique. Néanmoins, un grand nombre d'acteurs évoquent le caractère imprévisible et non maîtrisable des prix de l'énergie pour justifier une couverture des charges d'ANE au CRCP.
La CRE décide de maintenir l'incitation sur la partie « volume » des charges d'ANE, considérant qu'elle est en partie maîtrisable et prévisible par GRTgaz en ce que le GRT peut, notamment, mener des actions pour inciter les bénéficiaires du tarif agent à adapter leur consommation d'énergie et que les efforts de sobriété de consommation s'appliquent également à ces derniers.
S'agissant des effets prix, la CRE décide de couvrir à 100 % au CRCP les effets liés à l'évolution des prix de marché et des taxes. Ainsi, elle retient pour la période tarifaire, une référence de prix de l'électricité et du gaz fondée sur des publications récurrentes et objectives :

- pour l'électricité, la CRE retient les tarifs règlementés de vente de l'électricité (hors effets de bouclier tarifaire) ;
- pour le gaz, elle retient le prix repère de vente du gaz, adapté à la consommation moyenne des bénéficiaires du tarif agent.

L'écart de prix entre la trajectoire prévisionnelle et cette référence, constatée chaque année ex post, sera couvert au CRCP à 100 %. En revanche, des écarts qui proviendraient du choix d'une référence de prix pour le calcul de l'ANE différente de celle retenue par la CRE ne seront pas couverts. Les modalités de calcul sont décrites dans l'annexe 5 (confidentielle) de la présente délibération ;

- charges d'énergie (énergie motrice et quotas de CO2) :

Les opérateurs ont demandé pour l'ATRT8 que la mise à jour annuelle des hypothèses de charges d'énergie soit prise en compte directement dans son revenu autorisé de l'année N et non via le CRCP. La CRE n'y est pas favorable, et souhaite maintenir une régulation incitative (prix et volume) pour ce poste.
Au cours des prochains mois, la CRE poursuivra le travail de fond amorcé avec les GRT pour la mise en place d'un tel dispositif en cours d'ATRT8. A ce stade, la CRE décide de maintenir le cadre d'incitation tel qu'il était prévu à la fin de l'ATRT7 (16) ;

- impayés des producteurs de biométhane :

Teréga demande la couverture à 100 % au CRCP des impayés de raccordement d'installations de production de biométhane. La CRE considère que les opérateurs doivent faire leurs meilleurs efforts afin de recouvrer leurs créances. La couverture des charges liées à ces impayés sera évaluée au cas par cas sur la base d'un dossier étayé transmis par le GRT concerné ;

- charges liées à la gestion des congestions et au mécanisme d'interruptibilité ainsi que de redistribution des excédents de recettes d'enchères de capacité :

GRTgaz estime que le rythme de redistribution et de recouvrement du CRCP n'est pas assez rapide pour ces charges et excédents de recettes, qui peuvent varier de manière incertaine et significative. GRTgaz a donc demandé que les charges liées aux mécanismes de résorption des congestions et à l'interruptibilité garantie soient refacturées directement aux expéditeurs tous les mois, via un mécanisme similaire à celui mis en place pour l'équilibrage. La CRE, ainsi que les répondants à la consultation publique n'y sont pas favorables, car seule la couverture au CRCP permet de répartir ces charges sur l'ensemble des consommateurs finals.
En conséquence, les postes inclus au périmètre du CRCP pour le tarif ATRT8 sont les suivants :
Postes couverts en totalité au CRCP :
L'écart entre l'inflation prévisionnelle prise en compte par la CRE pour les charges nettes d'exploitation et l'inflation réellement constatée est couvert en totalité au CRCP.
Les charges en totalité couvertes au CRCP sont les suivantes :

- les charges de capital, prises en compte à 100 %, à l'exception de celles qui font l'objet du mécanisme de régulation incitative des charges de capital « hors infrastructures » et pour lesquelles seul l'écart entre l'inflation prévisionnelle et l'inflation réellement constatée pour les actifs concernés par une réévaluation de la BAR est pris en compte (cf. paragraphe 2.4.3.3) ;
- les charges pour GRTgaz liées à l'accord entre GRTgaz et Teréga pour l'utilisation par GRTgaz du réseau de Teréga. Les recettes pour Teréga étant également couvertes en totalité au CRCP, l'impact d'une variation du montant du contrat est nul pour le coût global du transport de gaz en France ;
- les coûts liés, le cas échéant, à la rémunération par les GRT des consommateurs raccordés aux réseaux de transport qui auraient signé un contrat d'interruptibilité sur le fondement de l'article L. 431-6-2 du code de l'énergie ;
- les charges d'exploitation de R&D, avec un traitement particulier (voir partie 2.7) : en fin de période tarifaire, un bilan des montants effectivement dépensés par chaque GRT est effectué en prenant en compte l'inflation réelle. Si le GRT a dépensé moins que la trajectoire prévisionnelle, l'écart est restitué aux utilisateurs à 100 % via le CRCP. Si le GRT a dépensé davantage que la trajectoire prévisionnelle, l'écart reste à la charge de ce dernier ;
- les charges induites par les mécanismes de résorption des congestions dans le cadre de la zone de marché unique, dans la mesure où les GRT ont agi efficacement pour minimiser les congestions ;
- les charges de GRTgaz relatives à la prestation de conversion de gaz H en gaz B ;
- les charges associées aux contrats avec les autres opérateurs régulés, notamment les opérateurs de stockage ;
- les frais d'études sans suite pour des grands projets ayant fait l'objet d'une approbation préalable de la CRE ou les autres coûts échoués traités au cas par cas dont la CRE approuverait la couverture.

Les produits en totalité couverts au CRCP sont les suivants :

- les recettes tarifaires suivantes ;
- les recettes issues de la commercialisation de capacités de sortie domestique du réseau principal, d'acheminement sur le réseau régional et de livraison, et de capacités d'injection de biométhane ;
- les recettes issues de la commercialisation de capacité d'entrée et sortie des stockages ;
- les recettes de conversion de pointe de gaz H en gaz B ;

- les excédents de recettes d'enchères de capacité ;
- les recettes de prestations pour tiers, dont la réalisation est incertaine et sur lesquels les GRT n'ont aucune influence (par exemple liée à des travaux d'aménagement du territoire) ;
- les recettes pour Teréga liées à l'accord entre GRTgaz et Teréga pour l'utilisation par GRTgaz du réseau de Teréga. Les charges pour GRTgaz étant également couvertes en totalité au CRCP, l'impact d'une variation du montant du contrat est nul pour le coût global du transport de gaz en France ;
- les recettes induites par les mécanismes de résorption des congestions dans le cadre de la zone de marché unique ;
- les recettes de raccordement des unités de production de biométhane et des stations de GNV ;
- les recettes associées aux contrats avec les autres opérateurs régulés, notamment les opérateurs de stockage ;
- les recettes associées aux pénalités perçues par les GRT au titre des dépassements de capacités souscrites (voir 4.3.1.2) ;
- le reversement effectué par les GRD aux GRT au titre de la part du terme d'injection biométhane collecté auprès des producteurs raccordés au réseau de distribution destinée à couvrir les OPEX associés aux rebours des GRT (voir partie 2.8.5 de la présente délibération) ;
- les produits de raccordement des centrales à cycle combiné gaz (CCCG) et des turbines à combustion (TAC).

Le flux inter-opérateurs entre les deux GRT associé à la répartition de l'évolution du facteur d'évolution tarifaire knational (voir partie 2.8.6 de la présente délibération) est également couvert à 100 % au CRCP.
Postes en partie couverts au CRCP :

- les charges d'énergie motrice (gaz et électricité, y compris pour les rebours biométhane) et les achats et ventes de quotas de CO2. Celles-ci sont couvertes :
- à 90 % par le CRCP pour la fraction de l'écart entre le réalisé et la trajectoire prévisionnelle de référence des charges d'énergies inférieure ou égale, en valeur absolue, à 50 % de la trajectoire prévisionnelle ;
- à 100 % par le CRCP pour la fraction de l'écart entre le réalisé et la trajectoire prévisionnelle de référence des charges d'énergies, en valeur absolue, au-delà de 50 % de la trajectoire prévisionnelle ;
- l'écart entre la trajectoire mise à jour et la trajectoire initiale est couvert à 100 % au CRCP ;

- les charges de consommables (THT), pris en compte à 80 % au CRCP. La trajectoire de référence est mise à jour annuellement. L'écart entre la trajectoire mise à jour et la trajectoire initiale est couvert à 100 % au CRCP ;
- les recettes d'acheminement perçues sur le réseau principal amont en entrée aux interconnexions (PIR) et depuis les terminaux méthaniers (PITTM), prises en compte à 90 % (voir 2.5). L'écart entre la trajectoire mise à jour et la trajectoire initiale est couvert à 100% au CRCP. Il en est de même pour les recettes annexes suivantes :
- recettes tirées de l'accès et des transactions au PEG (point d'échange de gaz) ;
- recettes des services d'équilibrage Alizés pour GRTgaz et SET pour Teréga ;
- recettes perçues en application des mécanismes UIOLI (Use it or lose it) et UBI (Use it and buy it) ;
- recettes issues de la vente aux enchères de capacités quotidiennes ;

- les plus-values réalisées dans le cadre de la cession d'actifs immobiliers ou de terrains, prises en compte à 80 % (voir 2.2.2.5.2) ;
- les écarts avec la trajectoire de référence de l'expérimentation « TOTEX » de Teréga (voir partie 2.4.3.3), calculés en fin de période ATRT8, couverts à 50 % au CRCP ;
- les écarts de charges d'avantage en nature en énergie de GRTgaz liés exclusivement aux écarts de prix par rapport à la référence de prix de l'électricité et du gaz retenue par la CRE sont couverts à 100 % au CRCP (voir annexe 5 confidentielle) ; le reste de ces écarts de charges n'est pas couvert au CRCP.

En outre, les bonus et pénalités résultant des différents mécanismes de régulation incitative décrits dans les parties suivantes (régulation incitative des investissements au 2.4.3, régulation incitative portant sur la commercialisation au 2.5, régulation incitative de la qualité de service au 2.6, et régulation incitative de la R&D et de l'innovation au 2.7 de la délibération) sont versés aux GRT via le CRCP.

2.4.3. Régulation incitative des investissements
2.4.3.1. Incitation à la maîtrise des coûts pour les investissements d'un budget supérieur à 20 M€

Le tarif ATRT7 prévoyait une incitation à la maîtrise des coûts pour les projets d'un budget supérieur à 20 M€ : ces derniers font l'objet d'un audit permettant de fixer un budget-cible, et un bonus ou malus est attribué à l'opérateur en fonction de l'écart entre le budget-cible et les dépenses réellement constatées, avec une bande de neutralité de +/- 5 % autour du budget-cible.
Pendant la période tarifaire ATRT7, la CRE a audité 6 projets d'un budget supérieur à 20 M€. Les audits ont conduit, en moyenne, à des ajustements des budgets présentés de - 9 % pour les GRT. Ces audits permettent également d'analyser les méthodes de fixation des coûts des opérateurs.
La CRE envisageait dans sa consultation publique de maintenir le dispositif existant pour le tarif ATRT8.
La majorité des répondants est favorable au maintien du dispositif de budget cible à la suite d'un audit pour les projets d'un budget supérieur à 20 M€.
En conséquence, pour les projets d'investissements dont la décision d'engagement des dépenses serait prise à compter de la publication de la présente délibération et dont le budget estimé serait supérieur ou égal à 20 M€ :

- la CRE auditera le budget présenté par le GRT et fixera un budget cible en tenant compte, le cas échéant, de l'indice du prix de l'acier (indice Hot rolled coil - HRC) ;
- quelles que soient les dépenses d'investissement réalisées par le GRT, l'actif entrera dans la BAR à sa valeur réelle lors de sa mise en service (diminuée des subventions éventuelles) ;
- si les dépenses d'investissement réalisées par le GRT pour ce projet se situent entre 95 % et 105 % du budget cible, aucune prime ni pénalité ne sera attribuée ;
- si les dépenses d'investissement réalisées sont inférieures à 95 % du budget cible, le GRT bénéficiera d'une prime égale à 20 % de l'écart entre 95 % du budget cible et les dépenses d'investissement réalisées ;
- si les dépenses d'investissement réalisées sont supérieures à 105 % du budget cible, le GRT supportera une pénalité égale à 20 % de l'écart entre les dépenses d'investissement réalisées et 105 % du budget cible.

Les projets pour lesquels une régulation incitative a été définie pendant la période ATRT7 conservent le mécanisme mis en œuvre pendant cette période tarifaire.

2.4.3.2. Incitation à la maîtrise des coûts des projets d'un budget inférieur à 20 M€

Le tarif ATRT7 a introduit un mécanisme incitatif fondé sur la sélection sans critère prédéfini, par la CRE, de quelques projets ou catégories de projets dont le budget est en deçà du seuil de 20 M€, afin de les auditer et d'appliquer une régulation incitative identique à celle applicable aux projets d'investissements dont le budget est supérieur à 20 M€.
La majorité des répondants est favorable à la reconduction du mécanisme incitatif, dont une partie souligne la nécessité pour les budgets cibles de conserver un caractère exceptionnel au vu des coûts engendrés. Plusieurs répondants, dont une moitié d'opérateurs d'infrastructures, y sont défavorables, pour cette même raison de perte d'efficience du mécanisme sur les projets de plus petite taille.
Compte tenu des réponses à la consultation publique, la CRE décide la reconduction du mécanisme d'incitation à la maîtrise des coûts des projets en dehors des grands projets pour la prochaine période tarifaire.

2.4.3.3. Incitation à la maîtrise des coûts pour les investissements « hors infrastructures »

Les opérateurs d'infrastructures de transport de gaz sont incités à maîtriser leurs charges de capital au même titre que leurs charges d'exploitation sur un périmètre de charges dites « hors infrastructures » comprenant des actifs tels que l'immobilier, les véhicules et les systèmes d'information (SI). Ce cadre de régulation a été introduit dans le tarif ATRT6.
En effet, ces postes de charges sont par nature susceptibles de donner lieu à des arbitrages entre investissements et charges d'exploitation. Ce mécanisme incite par conséquent les opérateurs à optimiser globalement l'ensemble de leurs charges sur ces trois postes de coûts. Il consiste à définir, pour la période tarifaire, la trajectoire d'évolution des charges de capital, qui sont exclues du périmètre du CRCP (17). Les gains ou les pertes réalisés sont donc conservés à 100 % par l'opérateur pendant la période tarifaire. En fin de période tarifaire, la valeur effective des immobilisations est prise en compte dans la BAR, ce qui permet, pour les périodes tarifaires suivantes, un partage des gains ou des surcoûts avec les utilisateurs.
Dans sa consultation publique du 26 juillet 2023, la CRE envisageait de reconduire le mécanisme de régulation incitative à la maîtrise des investissements « hors infrastructures », considérant que le retour d'expérience sur les dernières périodes tarifaires a montré que ce mécanisme de régulation incitait de manière efficace les opérateurs à maîtriser leurs charges.
En outre, la CRE a introduit dans le tarif ATRT7 un mécanisme expérimental spécifique sur les charges relatives au SI de Teréga. Ce mécanisme incite l'opérateur sur une trajectoire commune comprenant les charges d'exploitation et les mises en service et prévoit que les actifs entrent dans la BAR sur la base d'un montant fixé ex ante dans la trajectoire, et non sur la base des dépenses réellement réalisées en fin de période tarifaire. La CRE a fixé un taux de partage à 50 % des gains ou pertes de l'opérateur en intégrant dans le CRCP de Teréga, les écarts par rapport à la trajectoire globale à hauteur de 50 %.
Dans sa consultation publique du 26 juillet 2023, la CRE envisageait, pour la période ATRT8, de reconsidérer la pertinence de ce cadre spécifique appliqué sur les investissements SI de Teréga par rapport au cadre appliqué aux autres opérateurs.
La plupart des acteurs considèrent qu'un seul cadre de régulation pourrait être appliqué aux investissements SI de tous les opérateurs. Teréga est néanmoins défavorable à la suppression du mécanisme spécifique sur ses investissements SI en affirmant que ce cadre de régulation est plus adapté à son activité tout en étant plus efficace du point de vue régulatoire.
La CRE considère que les éléments partagés par Teréga (tenu des calendriers des projets, meilleure efficience) et le bilan réalisé par la CRE permettent de poursuivre l'expérimentation de ce cadre de régulation spécifique pour l'ATRT8.
Par ailleurs, Teréga demande que les coûts liés au SI industriel soient exclus du périmètre de régulation incitative « hors infrastructures ». La CRE considère que ce type de dépenses doit rester incité au même titre que les autres dépenses de SI, en raison de la possibilité d'arbitrage entre investissements et charges d'exploitation.
Par conséquent, la CRE reconduit pour le tarif ATRT8 l'ensemble des mécanismes de régulation incitative à la maîtrise des investissements « hors infrastructures » appliqués aux différents GRT.
Pendant la période ATRT8, les charges de capital pour les actifs dits « hors infrastructures » incités seront calculées à partir des valeurs prévisionnelles définies dans la partie 3.1.4.3 de la présente délibération. En fin de période tarifaire, la CRE mènera une analyse des trajectoires de mise 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 de retards de certains projets.
Le montant estimé des investissements « hors infrastructures » soumis à cette régulation incitative pour GRTgaz et Teréga sont respectivement de 90,9 M€ par an et 4,2 M€ par an en moyenne (véhicules et immobilier uniquement pour Teréga), soit respectivement environ 20 % et 4 % du total des investissements prévus dans la trajectoire de l'opérateur pour ATRT8.
La trajectoire de mises en services pour le SI de Teréga est fixée dans la partie 3.1.4.3.2 de la présente délibération. Ces investissements représentent environ 11 % des investissements de l'opérateur sur la période ATRT8.

2.5. Régulation incitative portant sur la commercialisation

Le tarif ATRT7 prévoyait notamment que les recettes d'acheminement perçues sur le réseau principal amont en entrée aux interconnexions (PIR) et depuis les terminaux méthaniers (PITTM) étaient couvertes à 80 %, pour inciter les GRT à maximiser les souscriptions. Par ailleurs, la trajectoire de référence des recettes d'acheminement était mise à jour annuellement. L'écart entre la trajectoire mise à jour et la trajectoire initiale était couvert à 100 % au CRCP.
Dans leurs dossiers tarifaires, GRTgaz et Teréga ont demandé des évolutions de ces mécanismes de régulation incitative appliqués aux recettes de commercialisation de capacités :

- d'une part, considérant que la fin des contrats de long terme et les évolutions récentes des schémas de flux rendent trop difficile la prévision des souscriptions aux PIR et PITTM, les opérateurs souhaitaient que les recettes correspondantes soient couvertes à 100 % au CRCP ou que l'incitation soit plafonnée ;
- d'autre part, Teréga a demandé pour l'ATRT8 que la révision annuelle des hypothèses de souscription soit directement prise en compte dans le calcul de son revenu autorisé de l'année N + 1.

La CRE a présenté ces demandes dans sa consultation du 26 juillet 2023.
La majorité des fournisseurs est favorable au maintien d'une régulation incitative des souscriptions amont pour que les opérateurs maximisent les capacités mises à disposition du marché. La plupart des autres répondants considèrent que, dans le nouveau contexte énergétique, les souscriptions amont sont plus difficilement anticipables par les opérateurs. Ces répondants sont en faveur d'une couverture à 100 % au CRCP des recettes correspondantes.
Au vu des réponses des fournisseurs à la consultation publique, la CRE décide que les recettes d'acheminement perçues sur le réseau principal amont en entrée aux interconnexions et depuis les terminaux méthaniers sont couvertes à 90 % au CRCP en ATRT8.
En conséquence, durant le tarif ATRT8, les recettes d'acheminement perçues sur le réseau principal amont (hors sorties du réseau principal, entrées et sorties des stockages) sont couvertes à 90 % au CRCP. Ces recettes amont incluent également :

- les recettes tirées de l'accès et des transactions au PEG (point d'échange de gaz) ;
- les recettes des services d'équilibrage Alizés pour GRTgaz et SET pour Teréga ;
- les recettes perçues en application des mécanismes UIOLI (Use it or loose it) et UBI (Use it and buy it) ;
- les recettes issues de la vente aux enchères de capacités quotidiennes.

La trajectoire de référence est mise à jour annuellement. L'écart entre la trajectoire mise à jour et la trajectoire initiale est couvert à 100 % au CRCP.
Certaines autres recettes d'acheminement, peu maitrisables par les GRT, sont couvertes à 100 % au CRCP :

- les recettes issues de la commercialisation de capacités de sortie domestique du réseau principal, d'acheminement sur le réseau régional et de livraison, et de capacités d'injection de biométhane ;
- les recettes issues de la commercialisation de capacité d'entrée et sortie des stockages ;
- les recettes de conversion de pointe de gaz H en gaz B.

2.6. Régulation incitative de la qualité de service

La régulation incitative de la qualité de service des GRT a pour objectif d'améliorer la qualité du service rendu aux utilisateurs des réseaux de transport dans les domaines jugés particulièrement importants pour le bon fonctionnement du marché du gaz.
Dans sa consultation publique du 26 juillet 2023, la CRE a présenté un bilan du dispositif de régulation incitative de la qualité de service depuis 2009, date à laquelle elle a été mise en œuvre pour la première fois pour les GRT. La CRE y relevait que la qualité de service des opérateurs s'était améliorée dans les domaines d'importance particulière pour les utilisateurs des réseaux.
Dans leurs réponses, les acteurs de marché ont partagé ce bilan positif et considéré que la régulation incitative de la qualité de service constitue un pilier du cadre de régulation tarifaire, qui permet de s'assurer que l'efficience économique ne se fait pas au détriment des services rendus par les réseaux.
Quelques fournisseurs souhaitent renforcer les indicateurs sur les maintenances des GRT.
La CRE considère que les indicateurs de qualité de service ont globalement permis d'améliorer les performances des GRT dans les domaines ciblés. Néanmoins, compte tenu des retours à la consultation sur les maintenances, la CRE décide de continuer à travailler pour compléter les indicateurs de maintenance existants (par exemple un taux de disponibilité des capacités fermes sur l'année). Une incitation pourra être mise en place à mi-période.
Les indicateurs de qualité de service ainsi que les objectifs fixés et les incitations financières associées sont détaillés dans l'annexe 2 de la présente délibération.

2.6.1. Simplification du dispositif actuel

La régulation incitative de la qualité de service a évolué afin de prendre en compte les résultats obtenus et les retours d'expérience. Les incitations et les objectifs définis pour les opérateurs ont été renforcés progressivement afin d'améliorer leur performance.
Pour alléger le dispositif actuel, la CRE décide de supprimer les indicateurs portant sur la mise à disposition des informations liées au fonctionnement de la TRF. Ces indicateurs, non incités financièrement, mesurant le taux de disponibilité de certaines informations, ont toujours atteint 100 % depuis leur mise en place.

2.6.2. Indicateurs relatifs à l'injection de biométhane

Le tarif ATRT7 ne prévoyait aucun indicateur de qualité de service propre aux producteurs de biométhane. Pour cette activité récente, et dont la majorité des sites sont raccordés sur le réseau de distribution de gaz naturel, la CRE a introduit dans le tarif ATRD6 de GRDF et des ELD le suivi des indicateurs suivants (non incités financièrement) :

- délai de réponse aux études détaillées pour les porteurs de projet biométhane ;
- nombre de réclamations à la suite du raccordement des installations de biométhane.

Compte tenu de l'augmentation du nombre de sites de production de biométhane raccordés sur les réseaux gaziers, y compris sur les réseaux de transport, la CRE considère que le maintien de conditions optimales pour ces sites est un enjeu majeur pour GRTgaz et Teréga.
La CRE a ainsi, à l'occasion d'un atelier organisé le 10 mai 2023 sur la montée en puissance des gaz renouvelables et bas-carbone, interrogé les acteurs concernés sur les indicateurs pertinents à prendre en compte pour contrôler la qualité de service des opérateurs.
Au cours de cet atelier, les participants ont confirmé l'importance des problématiques identifiées par la CRE concernant les baisses tendancielles de la consommation de gaz qui entretiennent des incertitudes sur l'exutoire de la production de gaz renouvelables et bas-carbone. Les participants ont également partagé une volonté d'accélération du raccordement des installations et de développement de solutions de flexibilité.
Au vu des enjeux identifiés et des retours de l'atelier susmentionné, la CRE souhaite introduire plusieurs indicateurs de qualité de service dédiés aux sites de production de gaz renouvelables et bas-carbone.
Elle envisageait dans sa consultation publique tout d'abord d'introduire dans le tarif ATRT8 les deux indicateurs existants dans le tarif ATRD6 (délai de réponse aux études détaillées pour les porteurs de projet et nombre de réclamations à la suite du raccordement des installations), en les étendant à l'ensemble des gaz renouvelables et bas carbone, et en les adaptant aux spécificités des GRT. En effet, ces derniers réalisent non pas des études détaillées mais des études de faisabilité, via lesquelles ils s'engagent auprès des porteurs de projet sur les conditions de raccordement et d'injection.
Par ailleurs, la CRE envisageait dans sa consultation publique l'introduction d'un indicateur relatif au délai de mise en service d'un rebours. En effet, le nombre de sites de production de gaz renouvelables et bas carbone est amené à augmenter sur la période ATRT8, ce qui va nécessiter un nombre croissant d'installations de rebours. Il paraît important que ces installations soient mises en service dans des délais compatibles avec la mise en service des sites de productions auxquels elles vont servir d'exutoire.
La CRE envisageait également dans sa consultation publique la création d'un indicateur relatif au respect des délais de raccordement des sites de production de gaz renouvelables et bas carbone, compte tenu de la montée en puissance attendue des raccordements de ces sites sur la période ATRT8.
Enfin, la CRE envisageait dans sa consultation publique la création d'un indicateur relatif aux volumes de gaz renouvelables et bas carbone écrêtés. En effet, la CRE a pu remarquer des incertitudes sur l'exutoire de la production de gaz renouvelables et bas carbone, du fait d'une consommation de gaz tendanciellement en baisse. L'indicateur envisagé par la CRE vise à suivre l'évolution du nombre de zones et de producteurs concernés par l'écrêtement de leur production. Bien que cette problématique se rencontre davantage sur les réseaux de distribution, l'objectif serait d'analyser les circonstances d'écrêtements locaux (modulation saisonnière ou intra-mensuelle, évolution temporelle et géographique du phénomène…), dans l'attente de la réalisation d'investissements de renforcement du réseau validés par la CRE.
Du fait de la nouveauté de ces indicateurs, et malgré des projections de nombre de sites de production de gaz renouvelables et bas carbone en hausse, la CRE ne souhaite pas inciter financièrement ces indicateurs à ce stade.
La majorité des répondants partage les enjeux présentés par la CRE et est favorable aux évolutions envisagées.
Compte tenu des réponses favorables, la CRE décide d'introduire ces 5 nouveaux indicateurs dans l'ATRT8, à savoir :

- indicateur relatif au délai de réponse aux études détaillées pour les porteurs de projet ;
- indicateur relatif au nombre de réclamations à la suite du raccordement des installations ;
- indicateur relatif au délai d'installation et de mise en service d'un rebours ;
- indicateur relatif au respect des délais de raccordement des sites de production de gaz renouvelables et bas carbone ;
- indicateur relatif aux volumes de gaz renouvelables et bas carbone écrêtés.

Dans un premier temps, ils ne seront pas incités financièrement, afin de tenir compte des retours d'expérience. Une incitation pourra être mise en place à mi-période de l'ATRT8. Ces indicateurs sont décrits dans l'annexe 2 de la présente délibération.

2.6.3. Indicateurs relatifs à l'environnement

Le tarif ATRT7 comportait trois indicateurs relatifs à l'environnement, non incités financièrement :

- les émissions annuelles de gaz à effet de serre (en équivalent CO2) ;
- les émissions mensuelles de gaz à effet de serre rapportées au volume de gaz acheminé ;
- les émissions de méthane rapportées au volume de gaz acheminé.

Ces indicateurs de suivi des émissions de gaz à effet de serre englobent à la fois des émissions proportionnelles aux volumes de gaz transporté pour lesquelles la maîtrise du GRT est partielle et repose principalement sur l'optimisation des flux de gaz, et des émissions de méthane sur les réseaux, qui découlent plus directement du mode de gestion du réseau, comme par exemple des opérations de recompressions et de réinjection de gaz lors d'opérations de maintenance, plutôt qu'un rejet dans l'atmosphère.
Les émissions de GES rapportées aux volumes de gaz acheminés ont suivi une trajectoire baissière sur la période ATRT7, témoignant des efforts des GRT sur ce sujet.
Teréga a demandé d'étendre l'incitation financière du dispositif de suivi de la qualité de service à l'indicateur sur les émissions de méthane.
La majorité des répondants à la consultation publique est favorable à la régulation incitative des émissions GES mais estime qu'il est utile d'attendre l'adoption du règlement sur les émissions de méthane pour calibrer l'incitation.
La CRE décide de fixer la trajectoire des charges concernées ainsi que leur cadre de régulation une fois que le règlement européen sur les émissions de méthane sera adopté (cf. partie 2.3.2). Les objectifs et incitations liées aux émissions de gaz à effet de serre pourront être mis en place dans le même temps.

2.7. Régulation incitative applicable à la recherche, au développement et à l'innovation

Dans un contexte d'évolution rapide du paysage énergétique, les gestionnaires de réseaux doivent disposer des ressources nécessaires pour mener à bien leurs projets de recherche et développement et d'innovation (R&D&I), essentiels pour fournir un service efficace et de qualité aux utilisateurs et faire évoluer leurs outils d'exploitation de leurs réseaux. Les gestionnaires de réseaux se doivent, en contrepartie, d'utiliser efficacement et de manière transparente ces ressources.
Afin de satisfaire ces deux exigences, la régulation incitative de la R&D&I s'appuie actuellement, pour l'ensemble des opérateurs, sur :

- une trajectoire de coûts de R&D&I incitée de manière asymétrique, qui peut être révisée à mi-parcours : en fin de période tarifaire, les montants non dépensés sur la période sont rendus aux consommateurs tandis que les dépassements de trajectoires restent à la charge des opérateurs ;
- la transmission annuelle à la CRE d'informations techniques et financières pour l'ensemble des projets en cours et terminés et la publication d'un rapport public bisannuel.

La CRE envisageait dans sa consultation publique de maintenir les modalités d'incitation de l'ATRT7. La CRE considère en effet à ce stade que ces modalités permettent de ne pas inciter les opérateurs à arbitrer entre des économies sur leurs dépenses de R&D&I et la préparation de l'avenir. Par ailleurs, la mise à jour de la révision de la trajectoire à mi-parcours permet d'offrir plus de souplesse aux opérateurs de réseaux dans l'adaptation de leur programme de R&D&I.
Enfin, le dispositif de guichet smart grids pour les opérateurs de gaz, mis en place pour la période tarifaire ATRT7, n'a pas été utilisé. La CRE envisageait dans sa consultation publique de ne pas le reconduire pour la période tarifaire ATRT8.
La majorité des répondants est favorable au maintien des modalités d'incitation actuelles.
La majorité des répondants est favorable à la suppression du guichet smart grids. Seuls deux acteurs considèrent que ce guichet apporte une flexibilité utile intra-période tarifaire.
Compte tenu des retours à la consultation, la CRE décide de reconduire le cadre de régulation incitative de l'innovation et de la R&D&I pour la prochaine période tarifaire et de supprimer le dispositif de guichet smart grids de mi-période.

2.8. Flux financiers inter-opérateurs
2.8.1. Reversement entre Teréga et GRTgaz résultant de la péréquation des termes tarifaires du réseau principal

Le tarif ATRT7 prévoyait un reversement interopérateurs de Teréga vers GRTgaz et dépendant des niveaux de souscriptions en sortie à Pirineos. Celui-ci avait été mis en place après la fusion des zones de la TRF. Compte tenu de la baisse des souscriptions à ce point de sortie, la CRE décide de le remplacer à compter du 1er janvier 2024 par un flux inter-opérateurs résultant de la péréquation des termes tarifaires du réseau principal et permettant d'assurer l'adéquation entre les charges et les recettes associées au réseau principal des deux opérateurs.
La prise en compte de ce flux dans le revenu autorisé des opérateurs est calculée au 3.3.2 de la présente délibération.

2.8.2. Contrat inter-opérateurs au titre de l'utilisation du réseau de Teréga par GRTgaz

GRTgaz, pour acheminer le gaz depuis les terminaux méthaniers de Fos Tonkin et Fos Cavaou vers le nord de la France, peut avoir recours au réseau de transport de Teréga. A ce titre, GRTgaz et Teréga ont signé un contrat de prestations de service, dont le montant (de l'ordre de 36 M€ par an) est intégré dans la trajectoire d'OPEX nettes de chacun des deux GRT.
Les coûts de ce contrat sont couverts à 100 % au CRCP.

2.8.3. Redevance versée à GRTgaz par Fluxys au titre de l'acheminement depuis le terminal méthanier de Dunkerque jusqu'à la frontière belge

L'open season menée par GRTgaz entre 2010 et 2011 en coordination avec Fluxys a permis le lancement des investissements nécessaires pour créer le point d'interconnexion d'Alveringem. Les capacités d'entrée en Belgique depuis le terminal méthanier de Dunkerque sont commercialisées par Fluxys, le transport sur le réseau de GRTgaz faisant l'objet d'une prestation de service de GRTgaz à Fluxys.
Dans sa délibération du 12 juillet 2011 (18), la CRE a indiqué, qu'au regard des coûts prévisionnels de développement de ces capacités, le tarif facturé par GRTgaz à Fluxys pour le transport du terminal vers la Belgique serait de 45 €/MWh/j/an. La CRE a prévu que ce montant serait réévalué en fonction du niveau réel des investissements.
Conformément à la délibération susmentionnée, la CRE a calculé le prix de la prestation en tenant compte des coûts à terminaison du projet. En conséquence, le prix de la prestation s'élève, au 1er avril 2024, à 51,48 €/MWh/j/an.

2.8.4. Répartition des recettes au PEG de la Trading Region France

Depuis la création de la zone de marché unique, le 1er novembre 2018, les recettes au PEG France font l'objet d'une répartition entre les deux GRT qui opèrent la Trading Region France.
La CRE a décidé de répartir ces recettes au prorata des revenus autorisés des opérateurs, soit 12 % pour Teréga et 88 % pour GRTgaz pour l'ATRT8. Ainsi :

- lorsqu'un expéditeur a signé un contrat d'acheminement avec GRTgaz seulement, ou avec GRTgaz et Teréga il s'acquitte des tarifs d'accès au PEG auprès de GRTgaz. GRTgaz reverse 12 % de ces recettes à Teréga ;
- lorsqu'un expéditeur a signé un contrat d'acheminement avec Teréga, il s'acquitte des tarifs d'accès au PEG auprès de Teréga. Teréga reverse 88 % de ces recettes à GRTgaz.

2.8.5. Reversement des GRD aux GRT au titre des rebours biométhane

Le décret du 28 juin 2019, dont les dispositions sont aujourd'hui codifiées aux articles D. 453-20 à D. 453-25 du code de l'énergie, a introduit plusieurs dispositifs visant à développer efficacement l'injection de biométhane dans les réseaux de gaz naturel.
Ces principaux dispositifs sont les zonages de raccordement des installations de production de biogaz à un réseau de gaz naturel, l'évaluation et le financement par les gestionnaires de réseau des coûts associés, dans la limite d'un ratio technico-économique Investissements/Volumes (« I/V »).
Au vu du retour d'expérience de la période ATRT7, ainsi que du retour des acteurs aux consultations publiques du 26 juillet 2023 et 12 octobre 2023 relative au tarif du réseau de distribution de GRDF pour la période ATRD7, la CRE fera évoluer le dispositif du timbre d'injection selon des modalités qui seront décrites dans la délibération ATRD7 de GRDF.
Par ailleurs, pour éviter de multiplier le nombre d'interlocuteurs pour les producteurs, la CRE avait retenu pour la période ATRT7 le principe d'une facturation du timbre d'injection par le gestionnaire du réseau sur lequel chaque producteur est raccordé.
En conséquence, la CRE a introduit un reversement aux GRT des recettes perçues par les GRD au titre des OPEX rebours. Le reversement se fait de manière annuelle, en fonction du volume de recettes d'injection effectivement perçu au cours de l'année, pour les producteurs raccordés en distribution se voyant affecter le timbre d'injection de niveau 3. Lors de l'ATRT7, les volumes associés à ces transferts entre opérateurs étaient pris en compte au CRCP à 100 %.
La majorité des acteurs ayant répondu aux consultations publiques du 26 juillet 2023 et du 12 octobre 2023 s'étant prononcé en faveur de ce dispositif, la CRE reconduit le principe d'un reversement entre GRDF et les GRT.
La forme, le niveau du timbre d'injection, ses modalités d'évolution annuelle ainsi que la part des recettes perçues au titre du timbre d'injection qui sera reversée entre GRDF et les GRT concernés seront précisés dans la délibération ATRD7 de GRDF. Les charges et recettes associées à ces transferts entre opérateurs seront prises en compte au CRCP à 100 %. Les termes tarifaires d'injection biométhane en vigueur depuis le 1er avril 2023 continueront à s'appliquer entre le 1er avril 2024 et le 30 juin 2024.

2.8.6. Reversement inter-GRT au titre de l'évolution annuelle nationale des termes tarifaires du réseau principal

Comme décrit au 2.3.4 de la présente délibération, les termes tarifaires du réseau principal évolueront annuellement en prenant en compte un coefficient knational.
Ce coefficient, compris entre + 3 % et - 3 %, correspond à la moyenne pondérée par les recettes de souscriptions de capacités des coefficients kGRTgaz et KTeréga non plafonnés, et sera appliqué uniformément à tous les termes tarifaires du réseau principal de transport.
En conséquence, un déséquilibre peut apparaître entre les recettes prévisionnelles et le revenu à percevoir de chacun des deux GRT. Pour compenser cet éventuel déséquilibre, le tarif ATRT8 prévoit que les GRT se reverseront le déséquilibre constaté pour l'année concernée : le GRT qui aura perçu un excédent de recettes reversera cet excédent au GRT en déficit de recettes. Ce reversement est couvert à 100 % au CRCP.

2.8.7. Reversement des GRT aux opérateurs de stockage au titre de la compensation stockage

La compensation stockage correspond à la différence entre le revenu autorisé prévisionnel des opérateurs de stockage de gaz naturel et les revenus qu'ils perçoivent directement, principalement dans le cadre de la commercialisation aux enchères des capacités de stockage.
Elle est collectée par les GRT, qui la reversent aux opérateurs de stockage.

3. Niveau des charges à couvrir et trajectoire d'évolution du tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga
3.1. Niveau des charges à couvrir
3.1.1. Demande tarifaire des opérateurs et principaux enjeux qu'ils y associent
3.1.1.1. GRTgaz

Dans sa demande tarifaire, GRTgaz anticipe la prolongation de la crise énergétique sur la période ATRT8, et ses conséquences sur son activité, avec des coûts de gestion des congestions importants et une forte volatilité des prix de l'énergie.
Par ailleurs, GRTgaz estime que la baisse de la consommation de gaz observée depuis la guerre en Ukraine pourrait se prolonger sous l'effet des efforts de sobriété et des objectifs de réduction des émissions de gaz à effet de serre. GRTgaz prévoit également une baisse importante des souscriptions de capacités aux PIR français en raison de l'arrivée à échéance de nombreuses souscriptions de capacité de long terme et qui ne seront que partiellement remplacées par des contrats de moyen et court termes.
Dans ce contexte, GRTgaz a indiqué que sa demande tarifaire vise à répondre aux enjeux suivants :

- accompagner le développement des gaz renouvelables : GRTgaz envisage une hausse du rythme des raccordements d'unités de production de biométhane, et des besoins supplémentaires concernant le suivi de la qualité du gaz ;
- garantir la sécurité industrielle et la sûreté des installations, avec la prise en compte des nouvelles obligations liées à l'arrêté multifluides, et des exigences de cybersécurité ;
- renforcer sa contribution à la sécurité d'approvisionnement ;
- réduire son empreinte carbone et environnementale, notamment en réduisant les émissions de méthane et en maitrisant sa consommation d'énergie motrice.

GRTgaz a inclus dans sa demande tarifaire une efficience fondée sur le redéploiement de 0,5 % des ETP par an.
Depuis la consultation publique, GRTgaz a mis à jour sa trajectoire de charges nettes d'exploitation (voir partie 3.1.3).
La prise en compte des enjeux listés ci-dessus conduit GRTgaz à demander un total de charges nettes d'exploitation (mises à jour) et de charges de capital de 2 256 M€/an en moyenne pour la période ATRT8, soit une hausse de 29 % par rapport au réalisé de la période ATRT7.
Le revenu autorisé (19) correspondant à la demande mise à jour de GRTgaz augmenterait de 35 % en 2024 par rapport au niveau du revenu autorisé 2023 mis à jour.

3.1.1.2. Teréga

Dans sa demande tarifaire, Teréga identifie la période ATRT8 comme une période de transition et de sécurisation. Teréga prévoit ainsi de renforcer la résilience de ses installations industrielles et de son système informatique pour garantir la sécurité d'approvisionnement, tout en se préparant à l'accueil des gaz renouvelables en vue de la transition énergétique.
Dans ce contexte, Teréga indique que sa demande tarifaire vise à répondre aux enjeux suivants :

- l'inversion structurelle des flux à Pirineos à la suite du déclenchement de la guerre Russo-Ukrainienne. La fin des contrats de long terme à Pirineos a par ailleurs limité la visibilité sur la collecte de son revenu autorisé et augmentant son exposition sur ses hypothèses de souscriptions de capacités ;
- la hausse globale et la volatilité des prix de l'énergie, générant une augmentation des charges de fonctionnement du réseau et une exposition accrue aux prix de marché ;
- le maintien de la conformité réglementaire de l'entreprise et de sa sécurité pour assurer la performance et la résilience des installations dans la durée ;
- la préparation de la transition énergétique afin de préparer le réseau à l'injection des gaz tels que le biométhane, l'H2 et le CO2.

Depuis la consultation publique, Teréga a mis à jour sa trajectoire de charges nettes d'exploitation (voir partie 3.1.3).
La prise en compte des enjeux listés ci-dessus conduit Teréga à demander un total de charges nettes d'exploitation (mises à jour) et de charges de capital de 303 M€/an en moyenne pour la période ATRT8, soit une hausse de 26 % par rapport au réalisé de la période ATRT7.
Le revenu autorisé (20) correspondant à la demande de Teréga augmenterait de 10 % en 2024 par rapport au niveau du revenu autorisé 2023 mis à jour.

3.1.2. Retour de la consultation publique

La majorité des fournisseurs et certains consommateurs font part de leur inquiétude concernant le niveau de charges à couvrir demandé par les opérateurs. Certains acteurs estiment que toute hausse de charges pérenne sur le long terme doit être justifiée. Ils s'interrogent également sur le décalage entre la diminution de la consommation de gaz et les demandes de dépenses en hausse des GRT. D'autres appellent à limiter la hausse tarifaire pour l'ATRT8, notamment afin de limiter l'impact sur l'industrie française. Les GRT, leurs actionnaires et les organisations syndicales considèrent que les demandes des opérateurs sont justifiées.
S'agissant des charges de R&D, les fournisseurs qui se sont exprimés partagent la position de la CRE et considèrent ainsi que seules les dépenses liées aux activités régulées devraient être couvertes par le tarif. Les opérateurs, leurs actionnaires ainsi que leurs partenaires partagent les demandes des opérateurs. Enfin, certains acteurs souhaitent que le tarif couvre au moins une partie des charges permettant de convertir le réseau de transport de gaz à d'autres vecteurs énergétiques.

3.1.3. Charges nettes d'exploitation

Pour fixer les trajectoires de charges nettes d'exploitation des opérateurs, la CRE retient les hypothèses d'inflation suivantes (mises à jour depuis la consultation publique) :

3.1.3.1. Demande des opérateurs
3.1.3.1.1. GRTgaz

Les charges nettes d'exploitation prévisionnelles présentées par GRTgaz dans sa demande initiale pour la période tarifaire ATRT8 (2024-2027) sont les suivantes :

La demande initiale de GRTgaz suppose une forte hausse des charges nettes d'exploitation (y compris charges d'énergie) entre 2022 et 2024, de 379 M€ (soit + 48 %). Les charges nettes d'exploitation diminueraient ensuite d'environ 3 % par an en moyenne sur la période 2024-2027. Hors énergie, la hausse entre le réalisé 2022 et la demande pour 2024 est de + 36 %.
Les principaux postes présentant une évolution entre 2022 et 2024 dans la demande de GRTgaz sont les suivants :

- « Energie » (hausse de 127 M€ soit + 128 %) : GRTgaz anticipe une hausse des charges liées à la consommation de gaz carburant, principalement liée à la hausse des prix ;
- « Conversion H/B » (hausse de 90 M€, soit + 160 %) : GRTgaz prévoit une hausse des charges liées à l'offre de conversion de gaz H en gaz B proposée aux fournisseurs de la zone B en France, en raison de la hausse de l'écart entre les prix de marché néerlandais et français ;
- « Salaires » (hausse de 50 M€, soit 15 %) : cette hausse est principalement liée à la revalorisation des salaires à la suite de l'augmentation de l'inflation et aux personnels supplémentaires anticipés par GRTgaz notamment en vue de la mise en œuvre du futur règlement visant à réduire les émissions de méthane du secteur de l'énergie ;
- « Exploitation et maintenance » (hausse de 30 M€, soit + 25 %) : cette hausse s'explique principalement par l'inflation et les dépenses supplémentaires anticipées par GRTgaz en vue de la mise en œuvre du futur règlement visant à réduire les émissions de méthane du secteur de l'énergie.

Depuis la consultation publique, GRTgaz a mis à jour sa demande de charges nettes d'exploitation en tenant compte des nouvelles hypothèses d'inflation, des évolutions des prix de l'énergie et des évolutions des règles de fiscalité prévues par le projet de loi de finances pour l'année 2024. GRTgaz a également mis à jour ses hypothèses de volumes d'énergie de compression.
GRTgaz a par ailleurs communiqué à la CRE des demandes additionnelles de charges d'exploitation. Ces demandes intègrent une hausse des besoins de modélisation du fonctionnement du réseau (25 M€ sur la période ATRT8), de nouvelles demandes concernant la conversion d'actifs à l'hydrogène et au CO2 (18 M€ sur la période ATRT8) ainsi qu'une évolution d'un contrat avec Storengy (3 M€ sur la période ATRT8).
Les charges nettes d'exploitation prévisionnelles demandées par GRTgaz mises à jour de ces éléments sont les suivantes :

3.1.3.1.2. Teréga

Les charges nettes d'exploitation prévisionnelles présentées par Teréga dans sa demande initiale pour la période tarifaire ATRT8 (2024-2027) sont les suivantes :

La demande initiale de Teréga suppose une forte hausse des charges nettes d'exploitation (y compris charges d'énergie) entre 2022 et 2024, de 29 M€ (soit + 41 %). Les charges nettes d'exploitation augmenteraient ensuite d'environ 1 % par an en moyenne sur la période 2024-2027. Hors énergie, la hausse entre le réalisé 2022 et la demande pour 2024 est de + 39 %.
Les principaux postes présentant une évolution entre 2022 et 2024 dans la demande de Teréga sont les suivants :

- « Exploitation et maintenance » (hausse de 13 M€, soit + 52 %) : cette hausse s'explique principalement par les dépenses supplémentaires anticipées par Teréga en vue de la mise en œuvre du futur règlement visant à réduire les émissions de méthane du secteur de l'énergie et par la création d'une nouvelle enveloppe d'OPEX de maintenance pour les actifs amortis ;
- « Frais de personnel » (hausse de 5 M€, soit + 12 %) : cette hausse est liée à la revalorisation des salaires à la suite de l'augmentation de l'inflation et à l'ajout de nouveaux ETP ;
- « Energie » (hausse de 4 M€, soit + 58 %) : Teréga anticipe une hausse des charges liées à la consommation de gaz carburant, principalement liée à la hausse des prix ;
- « Charges liées à la levée des congestions » (hausse de 3 M€, soit + 84 %) : Teréga prévoit une hausse des charges liées à la levée des congestions sur la base des coûts constatés lors de l'hiver 2022-2023.

Depuis la consultation publique, Teréga a mis à jour sa demande de charges nettes d'exploitation en tenant compte des nouvelles hypothèses d'inflation, des évolutions des prix de l'énergie et des évolutions des règles de fiscalité prévues par le projet de loi de finances pour l'année 2024.
Les charges nettes d'exploitation demandées par Teréga mises à jour de ces éléments sont les suivantes :

3.1.3.2. Approche d'analyse retenue

La CRE a demandé aux opérateurs de présenter leur demande tarifaire au regard des derniers réalisés en justifiant tout écart significatif par rapport au réalisé 2022 et en décomposant chaque poste de façon détaillée, afin de s'assurer que les éventuels besoins additionnels ne peuvent être couverts par des ressources libérées sur des actions prenant fin.
La CRE a mandaté le cabinet H3P-ORCOM pour effectuer un audit des charges d'exploitation des GRT de gaz naturel. Les travaux se sont déroulés entre avril et juillet 2023. Le rapport de l'auditeur, fondé sur la demande mise à jour des opérateurs, a été publié pour chacun des opérateurs en même temps que le document de la consultation publique du 23 juillet 2023.
Cet audit a permis à la CRE de disposer d'une bonne compréhension des charges et produits d'exploitation des opérateurs constatés lors de la période ATRT7 et des charges d'exploitation prévisionnelles présentées par les opérateurs pour la période tarifaire à venir (période 2024-2027). Les résultats de cet audit ont pour objectifs :

- d'apporter une expertise sur la pertinence et la justification de la trajectoire des charges d'exploitation des opérateurs pour la période tarifaire ATRT8 ;
- de porter une appréciation sur le niveau des charges réelles (2020-2022) et prévisionnelles (2024-2027) ;
- de formuler des recommandations sur le niveau efficient des charges d'exploitation à prendre en compte pour le tarif ATRT8.

La CRE a par ailleurs audité certains postes spécifiques, notamment les dépenses de Recherche et Développement (R&D), les charges d'énergie, les charges liées au mécanisme de conversion du gaz H en gaz B et les charges liées à la gestion des congestions de la zone de marché française.
Les conclusions des rapports d'audit ont donné lieu à un échange contradictoire avec les opérateurs dans le courant du mois de juillet 2023. Les GRT ont ainsi pu formuler leurs observations sur les résultats des travaux de l'auditeur.
A la suite de la consultation publique, les échanges se sont poursuivis entre les GRT et la CRE sur un certain nombre de postes des charges nettes d'exploitation. Le niveau finalement retenu par la CRE est le résultat de ces échanges avec les GRT et de ses propres analyses sur les ajustements recommandés par l'auditeur.

3.1.3.3. Synthèse des résultats de l'audit et ajustements complémentaires de la CRE sur certains postes
3.1.3.3.1. GRTgaz

- Résultats de l'audit externe

Le périmètre de coûts audité par l'auditeur inclut les charges nettes d'exploitation hormis les postes suivants, audités par la CRE : énergie, R&D, charges liées aux mécanismes de résorption des congestions et au mécanisme d'interruptibilité, flexibilité, BFR gaz stocké et charges liées à l'offre de conversion de gaz H en gaz B.
Sur ce périmètre de coûts, à l'issue de ses travaux, l'auditeur a recommandé la trajectoire suivante pour GRTgaz sur la période ATRT8 :

Les ajustements préconisés par l'auditeur portent principalement sur les frais liés au personnel, le système industriel, l'appui opérationnel et les produits d'exploitation.
La CRE, à l'issue des travaux réalisés depuis la consultation publique du 26 juillet 2023, a procédé à un certain nombre de retraitements de cette trajectoire. Les principaux ajustements qu'elle retient par rapport à la demande de GRTgaz sont présentés ci-après.
Frais de personnel
Dans sa demande initiale, GRTgaz annonçait une augmentation de ses effectifs sur la période ATRT8 (plus de 80 ETP supplémentaires en 2027 par rapport à l'année 2022), principalement en lien avec le développement des gaz verts (une trentaine d'ETP supplémentaires), l'évolution de la réglementation sur les émissions de méthane (une centaine d'ETP supplémentaires) et la modélisation du réseau (5 ETP supplémentaires), en partie compensée par des redéploiements de - 0,5 %/an (une soixantaine d'ETP, permis par exemple par des départs à la retraite et des mobilités internes).
Parmi ses principaux ajustements en volume, l'auditeur n'a pas retenu la hausse d'effectifs relative à la règlementation sur les émissions de méthane à ce stade. En effet, comme indiqué dans la partie 2.3.2, la CRE a décidé de fixer la trajectoire des charges d'exploitation liées à l'application du règlement européen concernant la réduction d'émission de méthane ainsi que le cadre de régulation pour les opérateurs gaziers concernés une fois que le règlement européen concernant la réduction des émissions de méthane du secteur de l'énergie sera adopté. Concernant les besoins supplémentaires liés au développement des gaz verts, l'auditeur a considéré que seule une partie de la demande initiale de l'opérateur est justifiée, compte tenu des prévisions d'installation des postes d'injections de biométhane et de rebours (une quinzaine d'ETP retenus).
Concernant l'effet prix, l'auditeur a retenu des hypothèses de variation de la masse salariale différentes de celles de GRTgaz, en particulier un GVT (glissement vieillesse technicité) et le salaire national de base (SNB).
Ces ajustements en volume et en prix de l'auditeur représentent en cumulé une réduction de charges d'environ 139 M€ sur la période ATRT8.
L'auditeur a également ajusté à la baisse d'environ 21 M€ les charges liées à l'ANE (avantage en nature énergie) au vu des évolutions des prix de l'énergie sur les marchés, et en prenant en compte des consommations prévisionnelles d'énergie revues à la baisse en raison des efforts de sobriété demandés à l'ensemble des Français.
Au total, l'auditeur a recommandé des ajustements à la baisse par rapport à la demande de GRTgaz des frais liés au personnel de - 44,7 M€ en moyenne par an (soit en cumulé sur la période ATRT8 de - 178,9 M€), majoritairement en lien avec la prise en compte d'un nombre moindre de créations de postes sur la période.
Analyse de la CRE
La CRE partage l'analyse générale de l'auditeur, mais a procédé à plusieurs adaptations à la suite de ses échanges avec l'opérateur.
La CRE ne retient pas complètement les corrections du niveau prévisionnel du SNB et des autres paramètres de rémunération recommandés par l'auditeur mais les aligne davantage sur les pratiques historiques constatées. Elle tient compte des données récentes sur le SNB et les autres éléments de rémunération.
La CRE retient en outre les 5 ETP supplémentaires pour les travaux de modélisation du réseau et du système gazier.
S'agissant de l'ANE, la CRE met à jour les hypothèses de prix de l'énergie et retient une consommation prévisionnelle d'électricité supérieure à celle de l'auditeur. Néanmoins, la trajectoire de consommation retenue intègre une mise en œuvre par les agents d'efforts de sobriété, de la même manière que le reste des ménages français, ceci afin d‘inciter les opérateurs régulés à promouvoir la sobriété au sein des IEG.
La CRE fait également évoluer plusieurs hypothèses concernant le nombre d'alternants, le coût des retraites et du CET et du taux de charges sociales par rapport à la trajectoire de l'auditeur.
Système industriel
L'auditeur a ajusté à la baisse la trajectoire demandée car GRTgaz considère le réalisé 2022 comme un socle de dépenses auquel il ajoute des charges non récurrentes anticipées entre 2024 et 2027 mais sans retrancher les dépenses non récurrentes survenues en 2022. En conséquence, l'auditeur a construit une trajectoire de charges pour le système industriel en indexant les dépenses réalisées entre 2020 et 2022 sur l'inflation et en ajoutant uniquement des hypothèses de charges pour les programmes s'il disposait de suffisamment d'éléments pour considérer qu'elles étaient absentes du réalisé entre 2020 et 2022 (programmes majeurs d'entretien et de maintenance de stations de compression et des nouveaux postes de biométhane considérés comme pertinents).
Comme indiqué précédemment, l'auditeur n'a pas retenu les charges liées au projet de règlement concernant les émissions de méthane qui seront traitées ultérieurement.
Il en résulte un ajustement à la baisse de -40,3 M€ par an en moyenne (soit - 161,3 M€ en cumulé sur la période ATRT8) sur les charges du système industriel, la demande de GRTgaz étant en forte hausse (217 M€/an en moyenne sur l'ATRT8) par rapport au réalisé 2022 (156 M€/an).
Analyse de la CRE
La CRE partage les ajustements recommandés par l'auditeur mais retient néanmoins une trajectoire fondée sur les dépenses réalisées en 2022 indexées sur l'inflation.
Appui opérationnel
Concernant le poste Système d'Information (SI), l'auditeur a considéré que GRTgaz a fourni de nombreux éléments qualitatifs, qui restaient toutefois insuffisants pour reconstituer quantitativement la trajectoire de charges demandée par GRTgaz et pour l'analyser par rapport au réalisé 2022. L'auditeur a compris en particulier que chaque ligne de dépenses SI a été construite de manière autonome par l'équipe responsable, à partir de leurs connaissances et prévisions propres. La trajectoire de charges SI n'a donc pas été construite en s'appuyant sur un jeu d'hypothèses communes. De plus, GRTgaz a construit cette trajectoire de charges SI de 2024 à 2027 en prenant pour référence ses dépenses prévisionnelles 2023 et non le réalisé 2022.
En conséquence, pour s'assurer d'évolutions cohérentes par rapport au réalisé 2022, l'auditeur a construit une trajectoire corrigée à la baisse d'environ - 100 M€ sur la période ATRT8 du poste Système d'information en indexant les charges récurrentes réalisées de la période 2020-2022 sur l'inflation, et en écartant certaines provisions liées à la renégociation des contrats (considérées comme couvertes par l'inflation). Pour les charges non récurrentes correspondant à des projets bien identifiés, l'auditeur a en revanche retenu les demandes de GRTgaz.
Concernant le poste immobilier, GRTgaz a construit sa trajectoire avec l'application générale de la chronique d'inflation pour les loyers et prévoit un réajustement du niveau des prestations de services généraux. L'auditeur a construit sa trajectoire en indexant les loyers sur l'évolution moyenne des 10 dernières années de l'Indice des Loyers de l'Activité Tertiaire (ILAT), justifiant qu'il est l'indice de référence des baux commerciaux et industriels et que le fait de retenir l'évolution moyenne des 10 dernières années permet de neutraliser les fluctuations exceptionnelles et non normatives.
Il en résulte un ajustement à la baisse de - 35,5 M€ par an en moyenne (soit - 141,6 M€ en cumulé sur la période ATRT8) sur les charges d'appui opérationnel, la demande de GRTgaz étant en forte hausse (182 M€/an en moyenne sur l'ATRT8) par rapport au réalisé 2022 (146 M€/an).
Analyse de la CRE
S'agissant du SI, la CRE a conduit une analyse des dépenses intégrant les charges d'exploitation et les charges de capital, qui sont largement fongibles et incitées de manière similaire. La CRE constate que la hausse des charges d'exploitation est compensée par une baisse des charges de capital sur la période ATRT8. L'analyse confirme la justification de GRTgaz de l'évolution de ses dépenses. La CRE retient la demande de l'opérateur, en dehors de certaines provisions pour des hausses de coûts des contrats.
Produits d'exploitation
L'auditeur a construit la trajectoire de produits d'exploitation sur la base d'hypothèses différentes de celles de GRTgaz.
En particulier, l'auditeur a considéré que le taux de croissance des redevances et études biométhane constaté entre 2020 et 2022 restera stable jusqu'en 2024. A partir de 2025, l'auditeur a fondé sa trajectoire sur les prévisions de variation du nombre de mises en service du parc biométhane transmis par l'opérateur. Cet ajustement représente une hausse d'environ 40 M€ sur la période ATRT8 par rapport à la demande de GRTgaz (qui prévoit au contraire des produits relativement stables par rapport au réalisé 2022).
L'auditeur a également intégré certains produits d'exploitation que GRTgaz n'avait pas pris en compte (notamment les produits de travaux et prestations remboursables liés aux projets MAGEO et Canal Seine Nord, dont le développement en cours d'ATRT8 est jugé probable et qui a été pris en compte par GRTgaz dans sa trajectoire de charges de capital normatives). Cet ajustement représente environ 35 M€ sur la période ATRT8 par rapport à la demande de GRTgaz.
L'auditeur a également ajusté l'hypothèse de PMH (prix moyen horaire) retenu par GRTgaz pour calculer sa production immobilisée, en cohérence avec l'hypothèse d'effet prix retenue pour l'évolution des frais de personnel (soit une hausse de 12 M€ sur la période ATRT8 par rapport à la demande de GRTgaz).
Il en résulte un ajustement global des produits d'exploitation à la hausse de 29,5 M€ par an en moyenne (soit 117,8 M€ en cumulé sur la période ATRT8) sur les produits d'exploitation, la demande de GRTgaz étant en baisse (188 M€/an en moyenne sur la période ATRT8) par rapport au réalisé 2022 (195 M€).
Analyse de la CRE
La CRE modifie la trajectoire de redevances et études biométhane, en cohérence avec la trajectoire de mises en service du parc biométhane. Elle modifie également la trajectoire de recettes d'ingénierie, afin que celle-ci soit cohérente avec le niveau de charges prévu pour réaliser ces prestations.

- Ajustements de la CRE

Charges d'énergie
La demande de GRTgaz concernant les charges d'énergie repose sur l'hypothèse d'une inversion du schéma de flux de gaz, désormais du sud vers le nord, d'entrées importantes de GNL, et d'un niveau soutenu sur les sorties PIR.

Analyse de la CRE
La CRE retient plusieurs ajustements par rapport à cette demande, notamment :

- un ajustement à la baisse de la trajectoire de l'EBT (Ecart Bilan Technique). Les volumes de consommation de ce poste étant particulièrement volatils et difficilement prévisibles, la CRE retient le volume moyen constaté sur la période ATRT7 soit 721 GWh/an. Cet ajustement conduit à une baisse de 379 GWh/an, soit 81,4 M€ par rapport à la demande de GRTgaz sur la période ATRT8 ;
- un ajustement à la baisse sur les prix des quotas de CO2 sur la base d'hypothèses communes de prix et de l'évolution de l'allocation de quotas gratuits, en cohérence avec les règles d'allocation européennes. Cet ajustement conduit à une baisse de 1,2 M€ par rapport à la demande de GRTgaz sur la période ATRT8.

La CRE a mis à jour les prix en se fondant sur les niveaux observés sur les marchés au cours de la première quinzaine du mois de novembre. Par ailleurs, la CRE retient la nouvelle demande de GRTgaz concernant les nouveaux volumes de consommation de gaz de l'électricité en 2024 (non incluse dans le tableau ci-dessus), mais pas pour les années 2025 à 2027 en raison du manque de justifications par rapport aux schémas de flux envisagés à cette échéance.
Ces ajustements conduisent à la trajectoire suivante :

Les charges d'énergie font l'objet d'une régulation incitative spécifique décrite au 2.4.2.
Recherche et Développement (R&D)
Concernant la R&D, les dépenses de GRTgaz sur la période 2020-2022 (92 M€, dont 45,7 M€ de charges externes) ont été supérieures à la trajectoire fixée par la CRE (83 M€, dont 46,1 M€ de charges externes). GRTgaz explique cela par des dépenses de main-d'œuvre supérieures à celles prévues dans la trajectoire, insuffisamment compensées par les recettes. Les dépenses externes ont été au niveau de la trajectoire fixée par la CRE.
GRTgaz demande, pour la période ATRT8, un budget de R&D de 139 M€, en hausse d'environ 13 % par rapport au réalisé 2020-2022. Cela inclut 67,8 M€ de charges externes, 106,9 M€ de charges de main-d'œuvre, et - 35,1 M€ de recettes. Le budget de GRTgaz est réparti en cinq finalités qui concernent l'optimisation du fonctionnement du réseau de transport de gaz, la réduction de l'impact environnemental ainsi que l'adaptation des réseaux à l'arrivée des nouveaux gaz, auxquelles s'ajoutent des actions spécifiques liées à l'innovation, et un ensemble d'expertises opérationnelles.
Analyse de la CRE
La CRE considère qu'il est important de retenir les projets contribuant à renforcer la sécurité, la durabilité et l'efficacité des installations de transport. Par conséquent, elle favorise la couverture des initiatives portant sur l'intégrité, la sécurité d'exploitation et de maintenance du réseau, ainsi que sur la prévention des accidents. La CRE considère également crucial que GRTgaz puisse assurer ses missions tout en optimisant les infrastructures afin de réduire les coûts d'injection du biométhane et en maîtrisant les impacts des gaz verts sur le réseau. Ainsi, la CRE a accordé le budget nécessaire à la mise en œuvre de ces projets à GRTgaz. En revanche, les dépenses liées aux projets de H2 pur ou de CO2 ne sont pas retenues. Par ailleurs, certaines dépenses non justifiées ne sont pas incluses dans la trajectoire tarifaire. La CRE retient au global un budget de 125 millions d'euros pour la période ATRT8, avec une possibilité de révision à mi-période.
Ce budget permettra notamment à GRTgaz de conduire des travaux de R&D visant à améliorer la sécurité, l'intégrité et la performance du réseau, de réduire les impacts environnementaux au périmètre du réseau de transport de gaz, de maitriser les impacts des gaz verts sur le réseau (y compris l'hydrogène en mélange) et d'adapter le réseau aux évolutions du système énergétique.
La CRE retient en conséquence la trajectoire de R&D suivante sur la période ATRT8 :

Nota. - Les dépenses de main-d'œuvre de ce tableau sont incluses par ailleurs dans le périmètre de charges d'exploitation analysées par l'auditeur. La demande de GRTgaz concernant les charges de main-d'œuvre de R&D a été ajustée en cohérence avec l'ajustement de l'auditeur sur les charges de personnel. Ce montant sera ainsi pris en compte dans la trajectoire de R&D pour la référence du CRCP.