Tarifs d’accès aux infrastructures

Introduction

L’une des principales missions de la CRE est de fixer les tarifs d’utilisation des infrastructures gazières régulées et d’en décider les évolutions en niveau et en structure.  La CRE transmet aux ministres chargés de l’énergie et de l’économie ses décisions motivées sous forme de délibérations. Ces délibérations sont publiées au Journal Officiel de la République Française. Les ministres concernés peuvent, dans un délai de deux mois, à compter de la réception de la délibération, demander, par décision motivée, une nouvelle délibération, s’ils estiment que cette dernière n’a pas tenu compte des orientations de la politique énergétique.

Ces tarifs d’utilisation sont :

• tarifs ATRT pour l’Accès des Tiers aux Réseaux de Transport de gaz ;
• tarifs ATRD pour l’Accès des Tiers aux Réseaux de Distribution ;
• tarifs ATTM pour l’Accès des Tiers aux Terminaux Méthaniers.

Ces tarifs, ainsi que leurs conditions d'application, sont des éléments essentiels au bon fonctionnement du marché gazier.

Les gestionnaires d’installations de stockage et de terminaux méthaniers exemptés fixent eux-mêmes leurs tarifs.

La CRE s'assure que les tarifs d'utilisation de l’ensemble des infrastructures, y compris les stockages et les terminaux méthaniers exemptés, sont appliqués de manière transparente et non-discriminatoire à tous les utilisateurs de ces infrastructures, y compris les fournisseurs historiques.

Principes de tarification des infrastructures régulées

Le calcul des tarifs

Les tarifs sont calculés par la CRE à partir des charges de capital et de charges d'exploitation autorisées des opérateurs et des hypothèses d'utilisation des infrastructures.

Le tarif d’accès est calculé de manière à garantir le revenu autorisé de l’opérateur de l’infrastructure à laquelle il s’applique.

Le revenu autorisé se compose de la somme des charges d’exploitation et de capital :

• charges d’exploitation : les charges d’exploitation à couvrir par les tarifs sont déterminées à partir de l’ensemble des coûts opérationnels nécessaires au fonctionnement de l’infrastructure, tels que communiqués à la CRE et tels qu’ils apparaissent dans la comptabilité des opérateurs.
• charges de capital : les charges de capital comprennent une part d’amortissement et une part de rémunération financière du capital immobilisé ainsi que la rémunération des immobilisations en cours.

La méthode retenue pour fixer le taux de rémunération de base des actifs est fondée sur le coût moyen pondéré du capital (CMPC), à structure financière normative. Le niveau de rémunération de l'opérateur doit en effet, d'une part, lui permettre de financer les charges d'intérêt sur sa dette et, d'autre part, lui apporter une rentabilité des fonds propres comparable à celle qu'il pourrait 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).

Si la CRE l’estime nécessaire, ces coûts peuvent être audités.

Le Compte de Régulation des Charges et des Produits (CRCP)

Les tarifs sont calculés à partir d’hypothèses de charges et de souscriptions établies pour la période de validité des tarifs, qui présentent certaines incertitudes au moment de la définition des tarifs. En effet, les niveaux réels des charges et des souscriptions ne sont connus qu’en cours de période tarifaire.
En conséquence, la CRE a introduit un mécanisme de CRCP (Compte de Régulation des Charges et des Produits) permettant de corriger, pour des postes préalablement identifiés, les écarts entre les charges et les produits réellement constatés, et les charges et les produits prévisionnels.

Le tarif d’accès au réseau de transport

Anciens tarifs d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel

Les précédents tarifs d’utilisation des réseaux de transport de gaz sont entrés en vigueur le 1er janvier 2007, en application de l’arrêté du 27 décembre 2006 approuvant la proposition tarifaire de la CRE du 10 novembre 2006. Ces 3èmes tarifs (ATRT3) ont été établis après consultation de l’ensemble des acteurs concernés.
En raison de la fusion des zones d'équilibrage Nord, Est et Ouest du réseau de GRTgaz prévue en 2009, ces tarifs avaient été conçus pour s’appliquer pendant deux ans.

Les principaux changements de structure tarifaire consistaient en une baisse des termes tarifaires de liaison entre zones d’équilibrage pour préparer la fusion des zones Nord, Est et Ouest en 2009 et la péréquation des termes tarifaires de sortie du réseau principal à compter du 1er janvier 2008.

En outre, un système de souscriptions normalisées des capacités de transport vers les réseaux de distribution et des règles tarifaires spécifiques aux interfaces avec les réseaux de transport européens adjacents, les stockages souterrains et les terminaux méthaniers, ainsi qu’entre les réseaux de GRTgaz et TIGF, ont été mis en application pour permettre aux expéditeurs d'utiliser de façon coordonnée l'ensemble de ces infrastructures.

Compte tenu de la taille respective des deux transporteurs, le tarif moyen de transport de gaz naturel sur le territoire était globalement en baisse de 1 %.

Dans le cadre de ces 3èmes tarifs, le taux de rémunération des investissements était fixé à 7,25 % réel avant impôt et une prime de 125 points de base s'appliquait à tous les investissements mis en service à compter du 1er janvier 2004. Une majoration additionnelle de 300 points de base était ajoutée au cas par cas, sur décision de la CRE et sur la base d’une demande argumentée des GRT, pour une durée de cinq ou dix ans, aux investissements de nature à contribuer significativement à l’amélioration du fonctionnement du marché.

Tarif d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel en vigueur

Les tarifs actuels d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel sont entrés en vigueur le 1er janvier 2009, en application de l’arrêté du 6 octobre 2008 approuvant la proposition tarifaire de la CRE du 10 juillet 2008. Ces 4èmes tarifs (ATRT4) ont été établis par la CRE suite à un long travail de simplification et d’optimisation de l’accès au réseau de transport initié par la CRE dès le début 2005. Ces nouveaux tarifs, comme les précédents, ont été l’occasion pour la CRE de réexaminer la structure tarifaire pour favoriser l’entrée et la circulation du gaz sur le territoire national. Pour établir sa proposition tarifaire, la CRE a mené deux consultations publiques, organisé deux tables rondes avec les acteurs du marché et procédé aux auditions des GRT.

Comme pour les précédents, ces tarifs ATRT4 ont été établis en prenant en considération, d’une part, les charges d’exploitation nécessaires au bon fonctionnement et à la sécurité des réseaux et installations et, d’autre part, les charges de capital (amortissement et rémunération des biens utilisés au titre de l’activité de transport).

Les évolutions apportées par les nouveaux tarifs ATRT4 :

Les tarifs ATRT4 en vigueur intègrent les évolutions suivantes par rapport aux précédents tarifs de transport de gaz naturel :

1. Une nouvelle structure du transport de gaz en France à trois zones d’équilibrage en série par fusion des zones Est, Ouest et Nord sur le réseau de GRTgaz ;
2. Une levée des congestions à l’interface entre les réseaux de GRTgaz et TIGF grâce aux investissements réalisés par les deux transporteurs sur l’artère de Guyenne (canalisations reliant à l’ouest la zone d’équilibrage Sud de GRTgaz et TIGF) et la définition d’une interface unique entre la zone Sud de GRTgaz et la zone TIGF. Ces évolutions améliorent les conditions d’accès au réseau de transport des fournisseurs dans le sud du territoire et favorisent le développement du marché du gaz en France ;

3. Un nouveau régime de rémunération des actifs et d’incitation à l’investissement dans les réseaux de transport de gaz :
Afin de mieux cibler les incitations à l’investissement, tout en offrant une meilleure visibilité aux GRT, la CRE a modifié le régime d’incitation à l’investissement dans les réseaux de transport de gaz par rapport à celui du tarif précédent, de la façon suivante :

• suppression de la prime de 125 points de base précédemment attribuée à tous les investissements sur le réseau de transport entrés en service à compter du 1er janvier 2004 ;
• attribution d’une majoration de 300 points de base, pour dix ans, pour tous les investissements sur le réseau principal qui permettent la création de capacités additionnelles ou la réduction du nombre de zones d’équilibrage.

4. Une meilleure visibilité tarifaire pour les transporteurs et pour les utilisateurs des réseaux : 
Pour GRTgaz, la période tarifaire est portée à 4 ans, avec une trajectoire du revenu autorisé fixée sur la période incitant le GRT à maîtriser ses coûts.

Pour TIGF, la période tarifaire est fixée à 2 ans, afin de mieux appréhender les effets éventuels de la nouvelle réglementation sur la sécurité des réseaux.

Pour les deux GRT, les principes de rémunération des actifs et d’incitation à l’investissement sont fixés pour 4 ans et un système de régulation incitative de la qualité de service est mis en place. Ce nouveau cadre de régulation est favorable aux investissements sur le réseau de transport, et incite les transporteurs de gaz à améliorer leur qualité de service et à maîtriser leurs coûts.

Le niveau des tarifs ATRT4 et leurs trajectoires d’évolution :

Les tarifs des deux GRT sont en hausse, en raison de l’importance des investissements à réaliser, de l’augmentation du prix de l’énergie et du renforcement des exigences de sécurité sur les réseaux.

Pour GRTgaz une trajectoire de niveau tarifaire a été adoptée pour 4 ans du 1er janvier 2009 au 31 mars 2013 lors de la délibération de la CRE du 8 juillet 2008.
Cette trajectoire fixe le niveau des charges de capital (CAPEX) sur 4 ans et une formule d’évolution annuelle des charges d’exploitation (OPEX) de type RPI-X.

Au 1er avril de chaque année, le niveau du tarif de GRTgaz est mis à jour pour prendre en compte :

• l’évolution des OPEX (d’un  facteur égale à l’inflation + 1,1%) ;
• la mise à jour des hypothèses de souscriptions de capacités sur le réseau ;
• la mise à jour du poste énergie si le prix de l’énergie a fortement évolué par rapport à la prévision tarifaire ;
• d’autres évolutions structurantes nécessaires pour le bon fonctionnement du marché : introduction, par exemple, d’un service de flexibilité intra-journalière pour les sites fortement modulés.

Pour TIGF, la trajectoire de niveau tarifaire a été adoptée pour 2 ans (du 1er janvier 2009 au 31 mars 2011). Un nouveau tarif a été proposé par la CRE le 28 octobre 2010 pour TIGF pour une période de 2 ans. Il est entré en vigueur le 1er avril 2011.

Le revenu autorisé des GRT est composé de l’ensemble des charges des opérateurs (charges d’exploitation et de capital) corrigées des sommes ayant alimentées le Compte de Régularisation des Charges et Produits (CRCP) au cours des années précédentes.

Les charges d’exploitation des GRT se décomposent en trois catégories :

• les charges d’exploitation maîtrisables : frais de fonctionnement, exploitation et maintenance, etc.;
• les charges centrales : charges facturées par le groupe (prestations groupe et management fees) ;
• les charges d’énergie (gaz et électricité utilisés pour faire fonctionner le réseau, coût des émissions de gaz à effet de serre).

Les charges de capital des GRT se décomposent comme suit :

• la rémunération des immobilisations en cours (4,2 %) ;
• la rémunération de la base d’actifs régulés du GRT : avec un taux de base de 7,25 % et une prime additionnelle de 3 % pendant 10 ans pour les investissements contribuant au renforcement de la sécurité d’approvisionnement et à l’amélioration de la concurrence
• leur amortissement (50 ans pour les canalisations et 30 ans pour les stations de compression) ;

Le taux de rémunération de base des actifs :

La méthode retenue par la CRE pour fixer le taux de rémunération de base des actifs est fondée sur le coût moyen pondéré du capital (CMPC), à structure financière normative. Le niveau de rémunération du GRT doit, en effet, d'une part, lui permettre de financer les charges d'intérêt sur sa dette et, d'autre part, lui apporter une rentabilité des fonds propres comparable à celle qu'il pourrait obtenir pour des investissements comportant des niveaux de risque comparables.
Compte tenu de l’environnement financier et des risques supportés par les GRT dans le nouveau cadre de régulation, la CRE a reconduit pour le tarif en vigueur la valeur retenue pour le tarif précédent, soit 7,25 %, réel avant impôt.

Le compte de régulation des charges et des produits (CRCP) :

Les tarifs ATRT4 maintiennent les principes du CRCP . L’apurement du CRCP s’opère, à intervalle régulier (2 ans), sur une durée de quatre ans par une diminution ou une augmentation des revenus à recouvrer par les tarifs. Les postes couverts par ce dispositif sont les suivants :

• les recettes liées aux souscriptions de capacité (50 % de l’écart sur le réseau amont, 100 % de l’écart sur le réseau aval) ;
• les recettes liées aux raccordements de centrales à cycle à combiné (à 100 %) ;
• les charges de capital (à 100 %) ;
• les charges d’énergie (gaz, électricité et CO2) (à 80%).

Les incitations financières liées à la régulation de la qualité de service sont redistribuées via ce mécanisme.

Le mécanisme de régulation incitative de la qualité de service :

Les tarifs en vigueur prévoient la mise en place d’un mécanisme de régulation incitative de la qualité de service, afin d’assurer une amélioration du niveau de qualité de service offert par les GRT et de prévenir toute dégradation qui pourrait être consécutive aux efforts de productivité demandés aux GRT.
Il s’agit de la première fois qu’un tel mécanisme est introduit dans les tarifs d’accès aux réseaux de transport de gaz des deux GRT. Il est mis en œuvre par l’intermédiaire d’indicateurs de qualité de service qui sont de trois types :

• des indicateurs faisant l’objet d’un suivi par la CRE et d’une publication des résultats ;
• des indicateurs faisant l’objet d’un suivi par la CRE, avec publication des résultats et définition d’un objectif ;
• des indicateurs faisant l’objet d’un suivi par la CRE, d’une publication des résultats et d’une incitation financière en cas de non atteinte ou de dépassement d’objectifs préalablement définis. Ces incitations financières donnent lieu à des pénalités ou des bonus pour les GRT.

Les indicateurs portent sur les domaines suivants : environnement, programme de maintenance, qualité de la relation avec les expéditeurs et qualité des allocations et des relèves. Le domaine de la sécurité n’est pas intégré dans ce mécanisme, dans la mesure où il fait l’objet d’obligations réglementaires pour les GRT et d’un contrôle assuré par les pouvoirs publics. GRTgaz et TIGF ont mis en place une publication du suivi des indicateurs de qualité de service à l’intention des acteurs sur leurs sites internet respectifs.

Le dispositif entré en vigueur au 1er janvier 2009 a donné de bons résultats. La qualité de service des deux transporteurs s’est améliorée sensiblement, notamment en ce qui concerne la ponctualité et la qualité des données de quantités de gaz livrées, que ce soit aux PITD ou pour les consommateurs directement raccordés au réseau de transport de gaz.

Sur la base de ce retour d’expérience, et afin de tenir compte des progrès réalisés par les transporteurs et, ainsi, de conserver un caractère incitatif, au 1er avril 2011 les objectifs à atteindre ou le niveau des incitations financières pour les trois indicateurs ci-dessous ont été modifiés :

• réévaluation des objectifs et nouvelle définition de la conformité d’une journée gazière pour l’indicateur de suivi de la qualité des mesures provisoires de quantités de gaz livrées aux PITD transmises aux GRD pour le calcul des allocations ;
• réévaluation des objectifs et nouvelle définition de la conformité d’un comptage pour l’indicateur de suivi de la qualité des quantités de livraison des consommateurs raccordés au réseau de transport ;
• réévaluation du montant des incitations pour l’indicateur de suivi du taux de disponibilité des portails web des GRT.

De nouvelles évolutions envisagées pour le futur :

En vue des prochaines échéances tarifaires, de nouvelles évolutions de la structure du transport nécessitant d’importants investissements sont envisagées pour :

• lever la congestion persistante entre le nord et le sud de la France qui entraîne des difficultés d’accès au sud pour les fournisseurs nouveaux entrants ;
• renforcer les interconnexions, principalement avec la Belgique et l’Espagne, pour répondre aux besoins du marché et renforcer la sécurité d’approvisionnement ;
• intégrer sur les réseaux de transport les projets de nouveaux terminaux méthaniers et de centrales électriques au gaz.

Transparence

L’accès des tiers aux réseaux de transport de gaz est garanti par la loi n° 2003-8 du 3 janvier 2003 relative aux marchés du gaz et de l’électricité et au service public de l’énergie . Toutefois, il peut être limité, voire empêché, si ces infrastructures manquent de capacités disponibles suffisantes.
Le développement d’un marché concurrentiel du gaz nécessite donc que tous les acteurs de marché puissent avoir accès, dans des conditions transparentes et non discriminatoires, à des informations détaillées sur les capacités.

Ainsi, la CRE a demandé aux GRT, par sa délibération du 28 mai 2003 , de publier sur leur site Internet les informations relatives aux capacités maximales fermes commercialisables, aux capacités fermes souscrites, aux capacités fermes disponibles, aux capacités interruptibles et aux flux constatés quotidiennement. Ces informations sont publiées pour toutes les capacités d’entrée, de sortie et de liaisons entre zones d’équilibrage.

Enfin, les GRT publient le programme prévisionnel, sur le semestre à venir, des réductions de capacités dues aux travaux d’entretien et de maintenance, avec une mise à jour au moins mensuelle.

Le tarif d’accès au réseau de distribution

Tarifs péréqués d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel en vigueur

La CRE a proposé ses premiers tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel (ATRD1) le 24 décembre 2003, après avoir vu ses compétences étendues au marché du gaz naturel en janvier 2003. Ces tarifs ont été appliqués par les GRD de gaz naturel à partir du 1er juillet 2004 jusqu'au 31 décembre 2005.
Ces premiers tarifs étaient entrés en vigueur officiellement le 1er janvier 2005, en application du décret n° 2005-22 du 11 janvier 2005 et de l’ arrêté du 14 janvier 2005 .
Les seconds tarifs d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel (ATRD2), proposés par la CRE le 31 octobre 2005, sont entrés en vigueur le 1er janvier 2006, en application de la décision du 27 décembre 2005 des ministres chargés de l'économie et de l'énergie. Compte tenu des évolutions liées à l'ouverture du marché du gaz à tous les consommateurs le 1er juillet 2007 ainsi que de la séparation juridique des GRD prévue à cette date, ces tarifs avaient été conçus pour s'appliquer pendant environ deux ans. Concernant les ELD n’ayant pas présenté de comptes dissociés, la CRE avait proposé un tarif commun qui correspondait à la moyenne des niveaux tarifaires des trois ELD dont les quantités de gaz distribuées sont les moins élevées. Ces tarifs avaient conduit à une stabilité du tarif moyen de GrDF (nommé Gaz de France Réseau Distribution à l’époque) et à une diminution d'environ 5 à 10% des tarifs moyens des ELD.

Les 3èmes tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel (ATRD3) sont entrés en vigueur :

• pour GrDF : le 1^er juillet 2008, en application de l’ arrêté du 2 juin 2008 , approuvant la proposition tarifaire de la CRE du 28 février 2008 ;

• pour les ELD : le 1^er juillet 2009, en application de l’ arrêté du 24 juin 2009 , approuvant la proposition tarifaire de la CRE du 2 avril 2009. Ces tarifs ont été conçus pour s’appliquer pendant 4 ans, jusqu’au 30 juin 2013.

Depuis la transposition en droit français du 3ème paquet énergie, les tarifs d’utilisation des infrastructures de gaz naturel, jusqu’alors fixées par les ministres chargés de l’économie et de l’énergie sur proposition de la CRE, sont désormais fixés directement par la CRE. Dans ce cadre, le 4ème tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel (ATRD4) de GrDF est entré en vigueur le 1er juillet 2012, pour une durée d’environ 4 ans, en application de la décision tarifaire de la CRE du 28 février 2012 , intervenue après consultation de Conseil Supérieur de l’Energie (CSE) dont l’avis a été rendu le 21 février 2012.

Un cadre de régulation incitatif

Ces tarifs introduisent, en application de la délibération de la CRE du 28 février 2012 publiée au journal officiel du 9 juin 2012  pour GrDF et de l’arrêté du 24 juin 2009 pour les ELD, un cadre de régulation incitant les GRD à améliorer la maîtrise de leurs coûts et leur qualité de service. Ce cadre est très similaire entre GrDF et les 8 ELD disposant d’un tarif spécifique; il est simplifié pour les 14 ELD au tarif commun.
Ce cadre de régulation donne de la visibilité aux acteurs de marché, permettant ainsi un développement de la concurrence, et réduit les risques supportés par les opérateurs, à structure tarifaire identique.

Un tarif pluriannuel :

Le tarif ATRD4 de GrDF est conçu pour s’appliquer pour une durée d’environ 4 ans à compter du 1er juillet 2012. La durée d’application du tarif ATRD3 des ELD est de 4 ans, du 1er juillet 2009 au 30 juin 2013.
L’ensemble des grilles tarifaires évoluent au 1er juillet de chaque année selon des règles prédéfinies.

Une incitation à la maîtrise des coûts :

Les évolutions de la grille tarifaire au 1er juillet de chaque année prennent en compte l’inflation, ainsi que des facteurs d’évolution annuels des grilles tarifaire spécifiques à GrDF et aux 8 ELD disposant d’un tarif spécifique, et un facteur d’évolution annuel identique pour les 14 ELD au tarif commun.
Ce facteur d’évolution annuel sur la grille tarifaire de chaque GRD correspond à un objectif de productivité sur l’ensemble des charges nettes d’exploitation du GRD et sont définis dans le tableau suivant :

Les gains de productivité supplémentaires, qui pourraient être réalisés par un GRD sur l’ensemble de ses charges nettes d’exploitation, au-delà des objectifs de productivité définis par le tarif ATRD4 pour GrDF et par les tarifs ATRD3 pour les ELD, seront calculés sur trois années calendaires pleines de chaque tarif, soit 2013, 2014 et 2015 pour GrDF, et 2010, 2011 et 2012 pour les ELD.
Pour le tarif ATRD4, GrDF conservera la totalité des gains de productivité supplémentaires qui pourraient être réalisés, au lieu de 40 % dans son précédent tarif ATRD3.
Pour le tarif ATRD3, les ELD conserveront 40% des gains réalisés, les 60% restants venant en diminution de l’évaluation des charges à recouvrer dans les prochains tarifs ATRD4.

Une incitation à la maitrise des coûts des programmes d’investissements (hors investissements relatifs à la sécurité et à la cartographie) :

Dans le tarif ATRD4 de GrDF, un mécanisme d’incitation financière à la maitrise des coûts des programmes d’investissements (hors investissements relatifs à la sécurité et à la cartographie) de GrDF est introduit afin d’assurer l’optimisation de la gestion et des coûts d’investissement sans compromettre la réalisation des ouvrages nécessaires pour le développement, l’exploitation et la sécurité de son réseau.

Il s’applique aux écarts entre la trajectoire prévisionnelle de dépenses d’investissement et les dépenses réelles de GrDF. Il prend la forme d’un bonus ou d’une pénalité (plafonné à 2M€ par an) versé ou repris à GrDF via le poste de charges de capital du CRCP, respectivement en cas de dépenses réelles inférieures ou supérieures aux dépenses prévisionnelles.

Des indicateurs quantitatifs de suivi de la réalisation des investissements sont mis en place pour contrôler que la maîtrise des coûts des programmes d’investissement par GrDF ne se fait pas au détriment de la réalisation des investissements nécessaires.

Un ajustement des trajectoires prévisionnelles de référence pourra être décidé par la CRE au cas par cas (évolutions réglementaires, dépenses d’investissement réelles inférieures aux prévisions…).

Une incitation à l’amélioration de la qualité de service :

Un mécanisme de régulation incitative de la qualité de service a été introduit dans le tarif ATRD3. Il est constitué de 2 types d’indicateurs : d’une part des indicateurs faisant l’objet d’un suivi par la CRE et d’une publication des résultats, et d’autre part des indicateurs faisant l’objet d’un suivi par la CRE, d’une publication des résultats et d’une incitation financière en cas de non atteinte ou de dépassement d’objectifs préalablement définis. Ces incitations financières donnent lieu à des pénalités et/ou des bonus pour les opérateurs.
Ce mécanisme, adapté à la situation de chaque GRD, est évolutif. Ainsi, l’arrêté du  29 juin 2010 modifiant les arrêtés du 2 juin 2008 et du 24 juin 2009 , approuvant la proposition tarifaire modificative de la CRE du 29 avril 2010, a fait évoluer à compter du 1^er juillet 2010 ce mécanisme de régulation incitative de la qualité de service de GrDF et des huit ELD disposant d’un tarif ATRD spécifique. Par la suite, l’arrêté du 8 décembre 2010, approuvant la proposition tarifaire modificative de la CRE du 28 octobre 2010 est venu mettre à jour le mécanisme de régulation incitative de GrDF pour le 1^er janvier 2011.

Le tarif ATRD4 de GrDF reconduit le mécanisme de suivi de la qualité de service de GrDF en procédant à des ajustements visant à la fois à une simplification du mécanisme et à une extension des incitations financières à des indicateurs concernant la qualité du service rendu aux consommateurs finals.

Une incitation à l’atteinte des objectifs associés aux actions de promotion de l’usage du gaz :

Pour GrDF, le tarif ATRD3 prévoyait la couverture des dépenses de GrDF en faveur de la densification de son réseau (dépenses dites de « promotion de l’usage du gaz ») à hauteur de 27 M€ par an. Ces actions (aides financières au développement destinées aux promoteurs et constructeurs de maisons individuelles, actions d’animation de la filière gaz), en favorisant l’acquisition de nouveaux clients sur les réseaux de distribution existants, contribuent à diminuer le coût moyen d’acheminement pour l’ensemble des consommateurs. De manière similaire, le tarif ATRD3 des ELD prévoit une somme plafonnée allouée pour la densification du réseau menée par les ELD.

Le tarif ATRD4 de GrDF prévoyant un renforcement des actions de promotion de l’usage du gaz pour un montant annuel de 45 M€, un mécanisme incitant l’opérateur à atteindre les résultats attendus de ces actions est introduit par ce tarif.

Ce mécanisme est constitué de deux indicateurs traduisant la capacité de GrDF, par le biais des actions qu’il mènera, à raccorder au gaz de nouveaux clients du marché « résidentiel » et des marchés « tertiaire et industrie ». La non-atteinte des trajectoires prévisionnelles de raccordement de nouveaux clients définies dans le cadre de ce tarif pour chacun de ces deux indicateurs en fin de période tarifaire donne lieu à une pénalité pour GrDF plafonnée à 30 M€.

Le compte de régulation des charges et des produits (CRCP) :

Un mécanisme de correction des écarts entre prévisions et réalisations sur certains postes de charges et de revenus dont l’évolution annuelle est difficile à prévoir par les opérateurs est introduit pour tous les GRD disposant d’un tarif spécifique. Pour GrDF, l’apurement du solde de ce compte s’opère annuellement, au 1er juillet de chaque année de manière automatique, par une diminution ou une augmentation de la grille tarifaire, limitée à 2%. Pour les 8 ELD disposant d’un tarif spécifique, l’apurement du solde du CRCP s’opère en milieu de période tarifaire (1er juillet 2011) et en fin de période tarifaire (1er juillet 2013), par une diminution ou une augmentation de la grille tarifaire.

Les revenus perçus par les GRD proportionnels aux quantités de gaz acheminées, éligibles au CRCP, sont garantis. Ces recettes représentent environ 60% des recettes de GrDF. Les charges de capital et les pénalités perçues par les GRD pour les dépassements de capacités souscrites sont éligibles au CRCP. Les charges d’achat de gaz pour compenser les pertes de gaz sur le réseau sont éligibles uniquement au CRCP de GrDF afin de réduire la sensibilité du tarif au risque marché. Deux nouveaux postes couverts par le CRCP ont été introduits dans le tarif ATRD4 de GrDF. Ils visent à neutraliser les effets (i) des évolutions de charges résultant d’une révision des clés de répartition des coûts du service commun partagé entre ERDF et GrDF (ii) des revenus perçus sur les prestations catalogue en cas d’une évolution des prix de ces prestations différente de celle résultant des formules d’indexation mentionnées dans le catalogue de prestations.

Pour le tarif ATRD4 de GrDF, le taux de rémunération des capitaux investis retenus est de 6% réel avant impôts. Pour les tarifs ATRD3 des ELD en vigueur jusqu’au 30 juin 2013, ce taux est de 6,75% réel avant impôts.

Des grilles tarifaires évoluant au 1er juillet

A leur date d’entrée en vigueur (1er juillet 2012 pour GrDF et 1er juillet 2009 pour les ELD), les tarifs ATRD4 de GrDF et ATRD3 des ELD ont évolué respectivement par rapport aux tarifs précédents ATRD3 de GrDF et ATRD2 des ELD des pourcentages suivants :

Pour GrDF, plusieurs facteurs principaux structurels expliquent les évolutions du tarif ATRD4 au 1er juillet 2012 :
•    la baisse des volumes de gaz acheminés liée aux efforts d’économie d’énergie et à la concurrence des autres énergies et à une année 2011 particulièrement chaude. Les coûts de réseau supportés par les GRD étant pour l’essentiel fixes, toute baisse des volumes distribués ou du nombre de clients raccordés se traduit par une hausse du tarif ;
•    un renforcement des dépenses de sécurité imposé par la réglementation, dont la nouvelle réglementation sur les travaux à proximité des ouvrages, dite plan « anti-endommagement » des réseaux ;
•    une hausse des impôts et des charges sociales ;
•    la révision du taux de rémunération des actifs et de certaines charges.

Pour les ELD, plusieurs facteurs principaux structurels expliquent les évolutions des tarifs ATRD3 au 1er juillet 2009 :
•    le remplacement des canalisations en fonte grise ;
•    la baisse des volumes de gaz acheminés liée aux efforts d’économie d’énergie et à la concurrence des autres énergies. Les coûts de réseau supportés par les GRD étant pour l’essentiel fixes, toute baisse des volumes distribués ou du nombre de clients raccordés se traduit par une hausse du tarif ;
•    une hausse des impôts et des charges sociales.

Le cadre de régulation mis en place par les tarifs ATRD3 instaure une mise à jour annuelle des tarifs au 1er juillet de chaque année de la période tarifaire. Ainsi :

• au 1^er juillet 2009 : le tarif ATRD3 de GrDF a augmenté de 1,5% en application de l’ arrêté du 24 juin 2009 portant modification de l’arrêté du 2 juin 2008 , conformément à la décision de la CRE du 16 avril 2009. Cette évolution prend en compte la variation annuelle moyenne de l’indice IPC de +2,8% pour 2008 et l’objectif de productivité annuel fixé à 1,3% par an ;
• au 1^er juillet 2010 : les tarifs ATRD3 de l’ensemble des GRD ont évolué des pourcentages de variations suivants en application de l’ arrêté du 31 mai 2010 modifiant les arrêtés du 2 juin 2008 et du 24 juin 2009 , conformément à la décision de la CRE du 25 mars 2010. Ces évolutions prennent en compte la variation annuelle moyenne de l’indice IPC de +0,06% pour 2009, les objectifs de productivité annuels des GRD, ainsi que l’apurement du CRCP concernant GrDF :

• au 1^er juillet 2011 : les tarifs ATRD3 de l’ensemble des GRD ont évolué en application :

  • pour GrDF, Régaz, Réseau GDS et Gaz de Barr, de l’ arrêté du 13 juillet 2011 modifiant les arrêtés du 2 juin 2008 et du 24 juin 2009 , conformément aux décisions de la CRE du 28 avril 2011 ;
  • pour Vialis, GEG, Gédia, Caléo, Veolia Eau et les 14 ELD au tarif commun, de la décision de la CRE du 9 juin 2011 , publiée au Journal Officiel de la République Française le 23 septembre 2011.

  Ces évolutions prennent en compte la variation annuelle moyenne de l’indice IPC de +1,45% pour 2010, les facteurs d’évolution annuels des GRD, ainsi que l’apurement du CRCP pour chaque GRD ;

• au 1er juillet 2012 : les tarifs ATRD3 des ELD ont évolué en application de la délibération du 27 mars 2012 , publiée au journal officiel du 8 juin 2012 . Ces évolutions prennent en compte la variation annuelle moyenne de l’indice IPC de +2,05% pour 2011, les facteurs d’évolution annuels des ELD, ainsi que l’apurement du CRCP pour chaque ELD.

Le cadre de régulation du tarif ATRD4 de GrDF maintient ce principe d’une mise à jour annuelle du tarif au 1^er juillet de chaque année de la période tarifaire en fonction de :

• la variation annuelle moyenne de l’indice IPC ;
• l’apurement du solde du CRCP ;
• un facteur d’évolution annuel sur la grille tarifaire.

Une clause de rendez-vous au bout de 2 ans :

Le tarif ATRD4 de GrDF introduit une clause de rendez-vous activable au bout de 2 ans après l’entrée en vigueur du tarif, soit au 1er juillet 2014.

Cette clause de rendez-vous prévoit que les conséquences éventuelles de nouvelles dispositions législatives ou réglementaires ou d’une décision juridictionnelle pourront être examinées si le niveau des charges nettes d’exploitation retenues dans le tarif de GrDF se trouvait modifié d’au moins 1 %. La trajectoire de charges nettes d’exploitation à couvrir par le tarif ATRD4 pourra être modifiée après cet examen, les conséquences financières induites par ces évolutions exogènes n’étant prises en compte qu’au titre de la période postérieure à la mise en œuvre de cette clause de rendez-vous.

Les principes relatifs à la structure des tarifs

Afin de conserver une homogénéité de structure parmi l’ensemble des GRD, les principes relatifs à la structure des tarifs, décrits dans les seconds tarifs ATRD2 pour l’ensemble des GRD de gaz naturel, ont été maintenus pour les tarifs ATRD3 et ATRD4, à l’exception de la facturation des clients ne disposant pas de compteur individuel qui évolue avec l’entrée en vigueur de l’ATRD4 de GrDF.

La péréquation tarifaire :

Les tarifs d’utilisation sont identiques pour l’ensemble des concessions d’un même GRD, autres que celles concédées en application de l’article L. 432-6 du Code de l’énergie : la gamme tarifaire applicable pour l’utilisation des réseaux de distribution de ces concessions est identique pour tous les consommateurs reliés aux réseaux de distribution d’un même GRD.

Les options tarifaires :

La structure tarifaire est commune pour tous les GRD : le tarif est composé de 4 options tarifaires principales et d’une option dite de proximité. Chaque option tarifaire dépend des caractéristiques de consommation du client final. Chaque option comprend un abonnement annuel, un terme proportionnel à la quantité consommée et, le cas échéant, un terme proportionnel à la capacité journalière souscrite. Chaque option tarifaire correspond à un segment de clientèle identifié.

Les tarifs prévoient une option tarifaire spéciale, dite tarif de proximité. Cette option tarifaire est réservée aux clients qui sont déjà alimentés par les réseaux de distribution, mais qui ont la possibilité réglementaire de se raccorder directement à un réseau de transport. Elle comprend un abonnement annuel, un terme proportionnel à la capacité journalière souscrite et un terme proportionnel à la distance entre le point de livraison et le réseau de transport le plus proche.

Pour le tarif ATRD4 de GrDF, pour l’ensemble des clients finals d’un immeuble ou d’un groupement de logements ne disposant pas de compteur individuel mais disposant d’un compteur collectif et ayant souscrit collectivement un contrat de fourniture, le tarif applicable est un binôme comprenant un abonnement et une part proportionnelle égaux à ceux de l’option tarifaire T1 et appliqués au nombre de logements alimentés en gaz et à leur consommation totale. Pour les clients finals ne disposant pas de compteur individuel ou collectif, le tarif applicable est un forfait, calculé sur la base de l’option T1 et d’une consommation de 660 kWh par an.

Le cas particulier des GRD de rang 2 :

Un GRD est dit de rang 2 s’il est alimenté par l’intermédiaire du réseau d’un autre GRD. Pour livrer un consommateur raccordé au réseau de ce GRD de rang 2, le gaz doit être acheminé sur le premier réseau de distribution, puis sur celui du GRD de rang 2.
D'un point de vue tarifaire et contractuel, le réseau de distribution de rang 2 est directement accessible depuis le réseau de transport pour les expéditeurs.
Les expéditeurs paient, au GRD de rang 2, un seul tarif couvrant la prestation d'acheminement du gaz depuis le point d'interface transport distribution (PITD) concerné jusqu'au point de livraison du consommateur final.
Les charges à couvrir par les tarifs du GRD de rang 2 font l'objet d'un contrat, ou d’un protocole, entre le GRD de rang 1 et le GRD de rang 2, soumis à la CRE.
Les modalités de facturation des coûts de raccordement, d’acheminement et des services spécifiques entre GRD de rang 1 et GRD de rang 2 sont définis comme suit :

• la totalité des coûts de raccordement sur le réseau de rang 1 (branchement, réseau d’amenée ou extension, renforcement du réseau de rang 1 directement et immédiatement imputables au GRD de rang 2 au prorata des débits de pointe si le réseau du GRD amont profite aussi du renforcement) est facturée par le GRD de rang 1 au GRD de rang 2 ;
• 50 % des coûts d’acheminement, liés à l’application du tarif ATRD du GRD de rang 1 sont facturés par le GRD de rang 1 au GRD de rang 2 ;
• les services annexes sont facturés en sus par le GRD de rang 1 au GRD de rang 2, en application du catalogue de prestations du GRD de rang 1.

Règles tarifaires applicables pour les nouvelles concessions de gaz naturel

L’arrêté du 29 juin 2010 , approuvant la proposition tarifaire modificative de la CRE du 29 avril 2010, modifie les règles tarifaires introduites par les arrêtés du 2 juin 2008 et du 24 juin 2009 applicables pour les nouvelles concessions de gaz naturel attribuées après mise en concurrence, qui ne peuvent plus bénéficier de la péréquation tarifaire, en vertu des dispositions combinées des articles L. 452-1 et L. 432-6 du Code de l’énergie.

Une grille tarifaire de référence :

Toute entité souhaitant répondre à un appel à concurrence pour la desserte en gaz naturel d’une nouvelle concession doit prendre pour référence la grille tarifaire de GrDF, en vigueur au moment de l’appel à concurrence.

Un coefficient multiplicateur unique :

Un coefficient multiplicateur unique est appliqué à l’ensemble des termes de la grille tarifaire de référence, les termes tarifaires d’abonnement annuel, de souscription de capacité journalière et de distance en résultant devant être définis avec 2 chiffres après la virgule

Une date unique d’évolution annuelle des tarifs non péréqués :

La grille tarifaire du tarif ATRD non-péréqué d’une nouvelle concession évolue mécaniquement au 1er juillet de chaque année par l’application, à l’ensemble des termes tarifaires en vigueur au 30 juin, d’un pourcentage de variation composé d’indices issus d’un panier d’indices d’évolution commun à tous les GRD.
Par ailleurs, la première évolution tarifaire ne peut intervenir moins d’un an après l’entrée en vigueur du tarif ATRD non péréqué.

Un panier commun d’indices d’évolution :

La formule d’évolution annuelle des tarifs non péréqués est négociée entre les GRD et les autorités concédantes et doit être composée des familles d’indices suivantes :

• un indice représentatif de la maîtrise des coûts d’acheminement sur le réseau du GRD en charge de la nouvelle concession ;
• un indice représentatif de l’évolution des coûts d’acheminement sur le réseau du GRD amont ;
• un indice représentatif du coût du travail et de la main d’œuvre ;
• un indice représentatif des coûts de la construction du réseau de la nouvelle concession ;
• un indice représentatif des coûts des services liés à l’exploitation du réseau de la nouvelle concession.

Une prise en compte des évolutions de la structure de la grille tarifaire de référence :

Le tarif ATRD non-péréqué prend en compte toute modification de structure de la grille tarifaire de référence, dès son entrée en vigueur, dans le respect de la règle d’application d’un coefficient multiplicateur unique à l’ensemble des termes de la nouvelle grille de référence.

Ces dispositions tarifaires facilitent l’accès aux réseaux de distribution de gaz naturel, les flux de données entre opérateurs et fournisseurs, ainsi que l’analyse des offres des GRD par les collectivités locales. Elles s’appliquent à tout GRD répondant à un appel d’offres pour la desserte d’une nouvelle concession.

Les demandes de tarifs non péréqués doivent être soumises à la CRE pour proposition aux ministres chargées de l’économie et de l’énergie. Afin de faciliter le traitement de celles-ci, la CRE demande aux GRD de suivre la procédure ad hoc :

A ce jour, les tarifs non péréqués qui ont fait l’objet d’une proposition tarifaire à la CRE (jusqu’au 1^er juin 2011) ou d’une décision tarifaire de la CRE (depuis le 1^er juin 2011) sont les suivants :

Le tarif d’accès aux terminaux méthaniers

La CRE définit les tarifs d'utilisation des terminaux méthaniers (dits tarifs ATTM : Accès des Tirs aux Terminaux Méthaniers). Ces tarifs, ainsi que leurs conditions d'application, sont des éléments essentiels au bon fonctionnement du marché du gaz.

Les premiers tarifs d’utilisation des terminaux méthaniers proposés par la CRE le 26 octobre 2005 sont entrés en vigueur le 1er janvier 2006, en application de la décision du 27 décembre 2005 des ministres chargés de l'économie et de l'énergie.
Le 24 juillet 2009, la CRE a proposé au gouvernement une nouvelle tarification de l’utilisation des terminaux méthaniers de Fos-Cavaou, Fos-Tonkin et Montoir (parution de l’ arrêté du 20 octobre 2009 approuvant les tarifs d'utilisation des terminaux méthaniers ).

Cette nouvelle tarification s’applique pour une durée de 3 ans à partir du 1^er janvier 2010 pour les terminaux de Fos-Tonkin et de Montoir-de-Bretagne et à partir de sa mise en service commerciale, soit à partir du 1^eravril 2010, pour le terminal de Fos-Cavaou.

Principes de tarification des terminaux méthaniers

Le tarif d’accès

Le tarif unitaire moyen pour des expéditeurs souscrivant le service « bandeau » ou « continu » est de l’ordre de : 0,90 €/MWh pour le terminal de Montoir-de-Bretagne, 1,14 €/MWh pour le terminal de Fos-Tonkin et 1,65 €/MWh pour le terminal de Fos-Cavaou.

Chaque terminal a son propre tarif, calculé sur la base d’une structure tarifaire commune.
 Le tarif d’utilisation des terminaux comprend 5 termes tarifaires :

• un terme fixe par bateau déchargé (TND) ;
• un terme proportionnel aux quantités déchargées (TQD) ;
• un terme de régularité appliqué à l’écart, en valeur absolue, entre les quantités de GNL déchargées en hiver et les quantités de GNL déchargées en été, exprimées en MWh pour le service « continu » et pour le service « bandeau ») (TR) ;
• un terme d’utilisation des capacités de regazéification, appliqué à la durée de l’intervalle moyen entre deux arrivées de navires (TUCR).

En outre, les gestionnaires des terminaux retiennent entre 0,3 % et 0,5% des quantités déchargées pour couvrir leurs consommations de gaz de chaque terminal.
La valeur de ces termes est définie dans l’arrêté tarifaire du 20 octobre 2009 .

Les services de regazéification

Les services de regazéification de base proposés sur les trois terminaux méthaniers régulés français sont les suivants :

Service d’émission continue

Ce service est destiné aux expéditeurs déchargeant sur un terminal dix cargaisons ou plus, en moyenne sur l’année. Dans le cadre de ce service, l’opérateur assure une émission continue sur la période contractuelle et aussi régulière que possible pour l’utilisateur, en fonction du programme global de déchargement du terminal.

Service d’émission en bandeau de 30 jours

Ce service est destiné aux expéditeurs déchargeant au plus une cargaison par mois sur un terminal, en moyenne sur l’année. Dans le cadre de ce service, chaque cargaison est émise sous forme d’un bandeau constant, d’une durée de 30 jours à compter de la date de fin de déchargement.

La nouvelle tarification introduit des flexibilités pour les expéditeurs bénéficiant du service d’émission en bandeau, avec la possibilité, à la demande, de retarder ou d’anticiper d’un ou deux jours le début de l’émission relative à une cargaison, l’émission étant maintenue constante sur 30 jours.

Un service « spot » est destiné aux déchargements de cargaison souscrits après le 20^ème jour du mois m-1 pour le mois m. L’émission de ces cargaisons est constante sur 30 jours à compter de la date de fin de déchargement.

Les mécanismes visant à optimiser la mise a disposition des capacités dans le terminal

Marché secondaire de capacités de regazéification

Le marché secondaire permet aux utilisateurs du terminal de céder en partie ou en totalité les capacités de regazéification souscrites dans un terminal méthanier.

Les modalités de fonctionnement des échanges sur le marché secondaire de capacités de regazéification seront définies sur le site internet de l’opérateur du terminal.

UIOLI

Afin d’optimiser la remise sur le marché des capacités souscrites mais non utilisées le tarif ATTM3 précise le mécanisme d’UIOLI (Use It or Lose It) :

Mécanisme a priori :

Les souscripteurs des capacités de regazéification sur les terminaux méthaniers doivent indiquer aux opérateurs, au plus tard le 20ème jour du mois m, leur demande de programme mensuel de déchargement pour le mois m+1 ainsi que leur programme indicatif de déchargement pour les mois m+2 à m+3.

L’opérateur du terminal publie, le 25ème jour du mois m pour le mois m+1, les capacités disponibles en prenant en compte les quantités réservées mais non demandées par les utilisateurs pour le mois m+1. Il met à jour ces informations au début de la deuxième semaine du mois pour le mois en cours.

Mécanisme a posteriori :

Si le programme du mois m+1 ne fait apparaître aucune fenêtre de déchargement disponible, toute annulation d’un déchargement sans notification, hors cas de force majeure, est consignée et la CRE en est informée. Lorsque toutes les capacités du terminal sont souscrites, une restitution des capacités souscrites par l’expéditeur concerné peut alors, afin de libérer des capacités dans le terminal, être exigée par la CRE, après analyse au cas par cas.

Publications des capacités 

Le développement d’un marché concurrentiel du gaz nécessite que tous les acteurs de marché puissent avoir accès, dans des conditions transparentes et non discriminatoires, à des informations détaillées sur les capacités disponibles.

Ainsi, les opérateurs de terminaux méthaniers publient sur leur site Internet :

• les informations relatives aux capacités de regazéification maximales commercialisables, aux capacités souscrites, aux capacités disponibles et aux flux d’émission sur le réseau de transport réalisés quotidiennement ;
• le programme prévisionnel, sur le semestre à venir, des réductions de capacités dues aux travaux d’entretien et de maintenance, avec une mise à jour au moins mensuelle.

Afin de permettre un fonctionnement efficace du mécanisme de remise en vente des capacités primaires du terminal souscrites mais non utilisées, depuis l’entrée en vigueur du nouveau tarif d’utilisation des terminaux méthaniers les opérateurs publient :

• le nombre prévisionnel de créneaux de déchargement disponibles ;
• une mise à jour du programme de déchargement au début de la deuxième semaine du mois pour le mois en cours.

Les mécanismes d’incitation pour l’opérateur du terminal

à l’investissement

Pour répondre au besoin de visibilité nécessaire aux prises de décisions d’investissements ou d’engagements à long terme, le nouveau cadre tarifaire introduit les principes tarifaires suivants :

• le mode de calcul du taux de rémunération est fixé pour 20 ans, sous la forme d’une formule (taux de rémunération de base applicable aux actifs de transport de gaz naturel auquel s’ajoute la prime de 200 points de base spécifique au GNL ;
• une prime supplémentaire de 200 points de base peut être accordée pendant 10 ans pour certains projets de développement.

Ces principes s’appliquent aux extensions des terminaux méthaniers existants et aux nouveaux terminaux, qui seront décidés après l’entrée en vigueur de ces tarifs, sous réserve que l’augmentation des capacités de regazéification représente au moins 20 % des capacités initiales de l’infrastructure et que les nouvelles capacités créées soient allouées selon des modalités préalablement approuvées par la CRE.

à la productivité

L’opérateur du terminal est incité à réaliser des gains de productivité liés aux charges d’exploitation, par rapport à la trajectoire de charges d’exploitation nettes maîtrisables de chaque terminal.

Les gains de productivité seront partagés à parts égales entre les opérateurs et les utilisateurs pour chaque terminal méthanier concerné.

Si les charges d’exploitation maitrisables réelles dépassent la trajectoire retenue pour établir le tarif, l’écart est supporté par l’opérateur du terminal.

à la vente de capacités

Pour inciter l’opérateur du terminal à commercialiser les capacités disponibles, le tarif prévoit une restitution à hauteur de 50 % ou 75 % (selon le cas de figure, cf. tarif d’accès) des recettes liées aux souscriptions de capacités allant au-delà du niveau de souscription retenu pour établir le tarif d’accès.

La rémunération de l’opérateur

La méthode retenue par la CRE pour fixer le taux de rémunération de base des actifs est fondée sur le coût moyen pondéré du capital (CMPC), à structure financière normative.

Le niveau de rémunération de l’opérateur du terminal méthanier doit, en effet, d'une part, lui permettre de financer les charges d'intérêt sur sa dette et, d'autre part, lui apporter une rentabilité des fonds propres comparable à celle qu'il pourrait obtenir, par ailleurs, pour des investissements comportant des niveaux de risque comparables.

Compte tenu de l’environnement financier et des risques supportés par les opérateurs des terminaux méthaniers, le calcul du taux de rémunération de base des actifs équivaut à la somme du taux de rémunération appliqué aux gestionnaires des réseaux de transport, soit 7,25%, auquel vient s’ajouter une prime de 200 points de base spécifique aux risques liées au GNL.

Le CRCP pour les terminaux méthaniers

Les postes de charges et de revenus qui sont soumis au CRCP dans le cadre des terminaux méthaniers sont les suivants :

• le revenu lié aux souscriptions des capacités de regazéification :
  • les écarts éventuels liés à des reports de cargaisons entre les terminaux de Fos-Cavaou et de Fos-Tonkin, avant la mise en service commerciale du terminal de Fos-Cavaou, sont couverts à 75 % parle CRCP ;
  • les autres écarts éventuels sont couverts à 50 % par le CRCP ;
• le revenu lié à la pénalité facturée par les opérateurs en cas d’annulation tardive d’une cargaison est couvert à 100 % par le CRCP, afin de le redistribuer aux utilisateurs ;
• les charges de capital supportées par les opérateurs (y compris les coûts finals de construction pour le terminal de Fos-Cavaou). Les écarts éventuels sont couverts à 100 % par le CRCP ;
• les charges et produits d'énergie motrice (électricité et quotas de CO2). Les écarts éventuels sont couverts à 90 % par le CRCP.

Suivi des souscriptions

Entre 2011 et 2014, les capacités fermes disponibles dans le terminal de Fos-Tonkin varient entre 0% et 37 % selon les années.

Entre 2011 et 2020, les capacités fermes disponibles dans ce terminal varient de 0% à 16 %. De 2022 à 2035 le terminal méthanier affiche 36 % des capacités disponibles.

Le terminal de Fos-Cavaou est réservé à 90 % sur le long terme par GDF SUEZ et Total Gas & Power Limited. Les 10% restants sont disponibles sur le court terme (contrats de 3 ans), conformément à la délibération de la CRE du 15 décembre 2003.

Dans le cadre des engagements pris par GDF SUEZ vis-à-vis de la Commission européenne le 7 décembre 2009, GDF SUEZ a rendu disponibles à long terme 2,175 Gm3/an sur le terminal méthanier de Fos-Cavaou à partir du 1er janvier 2011, sous forme de deux lots d’1 Gm3/an et d’un lot de 0,175 Gm3/an (équivalent à environ 2 navires par an).

L’exemption de l’accès des tiers

Cadre réglementaire

L’article 22 de la directive 2003/55/CE et l’article 36 de la nouvelle directive 2009/73/CE du Parlement européen et du Conseil, concernant les règles communes pour le marché intérieur du gaz naturel, prévoit la possibilité pour les nouvelles grandes infrastructures gazières (les interconnexions entre États membres et les terminaux méthaniers ou les stockages) de bénéficier d’une exemption à l’accès des tiers et/ou à la régulation tarifaire suivant des conditions prédéfinies.

La Commission européenne peut demander à l’autorité de régulation ou à l’État membre concerné de modifier sa décision d’accorder une dérogation. Elle est compétente pour prendre elle-même une décision en dernier lieu.

La directive a été transposée dans la loi française du 9 août 2004, dont l’article 44 prévoit que :

• « le ministre chargé de l’énergie peut autoriser […] à déroger, pour tout ou partie de cette installation ou de cet ouvrage… » ;
• « la décision de dérogation est prise après avis de la Commission de régulation de l’énergie […]. Cette décision définit […] les conditions dans lesquelles le bénéficiaire est autorisé à refuser de conclure un contrat d’accès à l’installation ou à l’ouvrage concerné » ;
• « la dérogation devient caduque de plein droit si le projet de construction ou de modification de l’installation ou de l’ouvrage n’a pas reçu un début de réalisation dans les trois années suivant la date de publication de la dérogation… »

Le décret du 29 juillet 2005 précise que le ministre chargé de l’énergie saisit pour avis la CRE qui se prononce dans un délai d’un mois à compter de sa saisine, puis il notifie à la Commission européenne, dans un délai de trois mois à compter de la réception du dossier, son projet de décision sur la demande de dérogation Figure 14.

Doctrine CRE sur l’avis d’exemption

Saisie par le ministre, la CRE a un mois pour rendre son avis, ce qui paraît insuffisant pour faire une analyse approfondie du dossier et pour lancer une consultation publique des acteurs du marché. Elle a donc suggéré aux porteurs de projet de l’impliquer dès la phase initiale de constitution du dossier d’exemption et de lui soumettre un dossier préliminaire qui puisse être mis en consultation publique.

Du point de vue du porteur de projet, une implication de la CRE dès la phase amont du dossier lui permet d’avoir un avis préliminaire et de modifier, s’il l’estime nécessaire, son dossier d’exemption avant le dépôt au ministre.

La CRE considère qu’une exemption, accordée sur la base d’une analyse au cas par cas, est susceptible de favoriser la réalisation des investissements sur les terminaux méthaniers. La coexistence entre un régime régulé et un régime exempté au sein d’un même terminal entraînerait en revanche des difficultés opérationnelles et des risques de subventions croisées.

Pour chaque projet qui lui sera soumis, elle sera très attentive aux modalités d’attribution des capacités et aux résultats de ces attributions, en particulier en analysant leur impact sur le bon fonctionnement du marché. En particulier, elle considère qu’une même société, y compris les sociétés liées, ne devrait pas détenir plus de 66 % des capacités techniques d’un terminal. Si tel était le cas, le porteur de projet devrait faire la preuve, au moment de l’examen du dossier d’exemption, qu’il a fait tout son possible pour favoriser l’engagement d’autres parties prenantes.

Chaque porteur de projet devra démontrer que l’investissement ne pourrait être réalisé sans l’octroi d’une exemption, en particulier en apportant la preuve que les niveaux de risques encourus et de rentabilité envisagée sont tels qu’ils nécessitent cette dérogation. En outre, la CRE ne rendra un avis favorable à la demande d’exemption que si les conditions de remise sur le marché des capacités non utilisées sont clairement définies et publiées par le porteur de projet. Ce marché pertinent s’entend comme le marché gazier français et comme les marchés gaziers voisins.

La CRE conduira une consultation publique spécifique à chaque terminal, l’exemption étant attribuée au cas par cas.

Les cas d’exemption en France

La CRE a consulté le marché le 19 février 2009, sur la base d’un pré-dossier remis par Dunkerque LNG. Elle a recueilli l’avis des acteurs du marché et donné ses positions préliminaires sur le pré-dossier de Dunkerque LNG. La synthèse confidentielle de la consultation publique ainsi que la position de la CRE ont été discutées avec le porteur du projet en amont du dépôt de son dossier final pour qu’il puisse avoir la possibilité de l’adapter.

Le 26 juin 2009, Dunkerque LNG a déposé auprès du ministre chargé de l’énergie un dossier de demande d’exemption totale à l’accès des tiers et à la régulation tarifaire pour son projet de terminal, pour une période de 20 ans. Ce projet prévoit deux scénarios de dimensionnement, un à 10 Gm3/an et un à 13 Gm3/an. Dans les deux cas, Dunkerque LNG s’engage à ce que le groupe EDF ne détienne pas plus de 8 Gm3 des capacités du terminal.

La CRE a été saisie pour avis par le ministre le 6 juillet 2009. Son avis et le projet de décision du ministre ont été notifiés à la Commission européenne le 16 juillet 2009. Cette dernière a eu jusqu’à fin janvier 2010 pour rendre sa décision.

L’avis de la CRE est favorable à l’octroi de l’exemption, sous réserve que certaines conditions soient respectées par Dunkerque LNG.