Tarifs d’accès et prestations annexes

L’essentiel

La CRE fixe les tarifs d’utilisation des infrastructures gazières régulées (tarifs ATRT pour l’Accès des Tiers aux Réseaux de Transport de gaz, ATRD pour l’Accès des Tiers aux Réseaux de Distribution et ATTM pour l’Accès des Tiers aux Terminaux Méthaniers). Les tarifs sont établis en prenant en considération les charges d’exploitation nécessaires au bon fonctionnement et à la sécurité des réseaux et des installations ainsi que les charges de capital (amortissement et rémunération des actifs des transporteurs, des distributeurs et des terminaux méthaniers).

Les tarifs font l’objet d’un travail de simplification et d’optimisation de l’accès aux infrastructures gazières initié par la CRE dès 2005.

Introduction

L’une des principales missions de la CRE est de fixer les tarifs d’utilisation des infrastructures de gaz 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 de terminaux méthaniers exemptés et de stockage fixent eux-mêmes leurs tarifs. La CRE s'assure que les tarifs d'utilisation de l’ensemble des infrastructures, y compris les terminaux méthaniers exemptés et les stockages, 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 des charges d'exploitation des opérateurs ainsi que des hypothèses de souscriptions des infrastructures.

Le tarif d’accès à une infrastructure est calculé de manière à permettre à l’opérateur qui l’exploite de couvrir ses coûts, dans la mesure où ils correspondent à ceux d’un opérateur efficace.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.
  • charges de capital : les charges de capital comprennent une part d’amortissement et une part de rémunération financière du capital immobilisé.

La méthode retenue pour fixer le taux de rémunération de base des actifs est fondée sur le coût moyen pondéré du capital (CMPC). 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 produits (notamment des souscriptions) établies pour la période de validité des tarifs. Ces hypothèses présentent des incertitudes au moment de la définition des tarifs. En effet, les niveaux réels des charges et des produits ne sont connus qu’en cours de période tarifaire.
En conséquence, la CRE a introduit un mécanisme de CRCP (Compte de Régularisation des Charges et des Produits) permettant de corriger, pour des postes préalablement identifiés, les écarts entre les charges et les produits prévisionnels et ceux réellement constatés.

Le tarif d’accès au réseau de transport

L’article L.134-2, 4° du code de l’énergie donne compétence à la CRE pour préciser « les conditions d'utilisation des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel […] y compris la méthodologie d'établissement des tarifs d'utilisation de ces réseaux […] et les évolutions tarifaires ».

Les articles L.452-1 à L.452-3 du code de l’énergie encadrent les compétences tarifaires de la CRE.

La délibération du 15 décembre 2016 a fixé le nouveau tarif d’accès des tiers aux réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et de TIGF à partir du 1er avril 2017 pour une durée de 4 ans. Une révision sera effectuée au 1er avril de chaque année.

Principales évolutions de l’ATRT6

Le tarif ATRT6 offre à l’ensemble des parties prenantes de la visibilité sur l’évolution du tarif entre 2017 et 2021 et incite les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) à améliorer leur efficacité tant du point de vue de la maîtrise de leurs coûts que de la qualité du service rendu aux utilisateurs de leurs réseaux.

Le tarif ATRT6 renforce la capacité des GRT à participer à la transition énergétique tout en remplissant leur mission de service public, en particulier au travers des projets « GRTgaz 2020 » et « recherche et innovation » de TIGF.

Le tarif ATRT6 apporte des évolutions importantes à la structure du tarif, visant principalement à préparer la création d’une place de marché unique en France à l’horizon 2018, de façon cohérente avec les principes du Code de réseau sur l’harmonisation des structures tarifaires pour le transport de gaz en Union européenne (dit « Code de réseau Tarif »). Il résulte notamment de ces évolutions une baisse au 1er avril 2017 de la tarification du réseau principal d’environ 10 % pour les points d’entrée en France (canalisations et terminaux méthaniers) et pour les sorties du réseau principal vers le réseau régional.

La méthode actuelle de détermination du Niveau de Tarif Régional (NTR) conduit à des écarts de tarif de transport très importants entre les points de livraison en France par comparaison aux autres pays européens. Dans le contexte de sortie des tarifs réglementés de vente, qui opèrent historiquement une péréquation ayant pour effet de mitiger les conséquences de ces écarts de NTR, cette situation pourrait conduire à des déraccordements. Le tarif ATRT6 prévoit par conséquent un plafonnement du NTR à 10 à compter du 1er avril 2017.

Le tarif ATRT6 baissera au 1er avril 2017, du fait principalement de la baisse du coût du capital, avant d’augmenter modérément les années suivantes, principalement du fait des coûts associés à la création de la place de marché unique :

  • le tarif moyen de GRTgaz baisse de 3,1 % en 2017, hors effets de structure et reversement inter-opérateurs. L’évolution du tarif moyen sur la période ATRT6 est équivalente à une baisse de 0,4 % par an ;
  • le tarif moyen de TIGF baisse de 2,2 % en 2017, hors effets de structure et reversement inter-opérateurs. L’évolution du tarif moyen sur la période ATRT6 est équivalente à une hausse de 0,8 % par an.

Les incitations à la performance des GRT sont renforcées : introduction d’une incitation sur les charges de capital « hors réseaux », renforcement des incitations sur les coûts des principaux projets de développement de réseaux et sur la qualité du service rendu aux utilisateurs.

Enfin, le tarif ATRT5 prévoyait une prime de 3 % pendant 10 ans qui a été accordée à un nombre limité de projets. Dans le contexte actuel de baisse de la demande et de surcapacité sur le marché européen, le tarif ATRT6 prévoit un nouveau mécanisme de régulation incitative instituant une prime, dont l’attribution et le montant dépendront des résultats d’une analyse coûts/bénéfices menée par la CRE.

Le cadre de régulation du tarif ATRT6

L’ATRT6 reconduit les principes généraux du cadre de régulation du tarif ATRT5 incitant GRTgaz et TIGF à améliorer leur efficacité, en particulier du point de vue de la maîtrise des coûts et de la qualité du service rendu aux utilisateurs.

Les dispositifs en vigueur au cours du tarif ATRT5 et reconduits pour le tarif ATRT6 sont les suivants :

  • un tarif pluriannuel conçu pour s’appliquer pour une durée d’environ quatre ans à compter du 1er avril 2017, avec une évolution de la grille tarifaire au 1er avril de chaque année selon des règles prédéfinies ;
  • une incitation à la maîtrise des charges d’exploitation de GRTgaz et de TIGF : ces derniers conserveront la totalité des gains ou pertes de productivité qui pourraient être réalisés par rapport aux trajectoires définies dans la présente délibération ;
  • une incitation à la maîtrise des charges d’énergie et des quotas de C02. Ce poste dépendant en partie de facteurs maîtrisables par les GRT, le poste est inscrit à 80 % au CRCP (20 % des gains ou pertes sont conservés par les GRT).

Sur la base du retour d’expérience du tarif en vigueur et de l’étude externe qu’elle a menée sur la régulation incitative des infrastructures d’électricité et de gaz naturel en Europe, la CRE renforce le cadre de régulation incitative par rapport à celui du tarif ATRT5 sur les points suivants :

  • introduction d’une incitation à l’engagement effectif des dépenses de recherche et développement (R&D) ;
  • introduction d’une incitation à la maîtrise des charges de capital « hors réseaux » ;
  • renforcement de l’incitation à la maîtrise des coûts des grands projets de développements de réseaux ;
  • modification du régime d’incitation au développement des interconnexions ;
  • renforcement des incitations à l’amélioration de la qualité de service.

Régulation incitative des dépenses d’investissements et des charges nettes d’exploitation

Les charges d’exploitation hors CRCP

Le dispositif d’incitation de GRTgaz et de TIGF à la maîtrise des charges d’exploitation hors CRCP, en vigueur dans le tarif ATRT5, est reconduit.

Ainsi, la trajectoire des charges nettes d’exploitation de GRTgaz et de TIGF est définie sur la période 2017 – 2020 et correspond à celle d’opérateurs efficaces. Les gains de productivité supplémentaires qui pourraient être réalisés par les GRT au-delà de la trajectoire fixée par le tarif ATRT6 (hors postes couverts par le CRCP) seront conservés intégralement par les GRT, comme pour le tarif ATRT5. De façon symétrique, les surcoûts éventuels seront intégralement supportés par les GRT.

Les dépenses d’investissement
Incitation au développement des interconnexions

Au cours des dix dernières années, GRTgaz et TIGF ont significativement développé leurs réseaux, par la création de nouvelles capacités d’interconnexion avec les pays voisins, le développement des capacités d’entrée depuis les terminaux méthaniers et le renforcement du réseau national pour supprimer les congestions et réduire le nombre de places de marché. Ces évolutions ont permis aux consommateurs de bénéficier de sources d’approvisionnement diversifiées et ont renforcé l’intégration de la France au sein du marché européen du gaz.

Par ailleurs, les pouvoirs publics ont fixé des objectifs de baisse de la consommation d’énergie fossile en France de 30 % à l’horizon 2030 dans le cadre de la LTECV.

La CRE considère que certains projets d’interconnexion aux frontières françaises pourraient se révéler utiles pour le marché ou pour la sécurité d’approvisionnement en Europe, et a défini dans cette perspective un nouveau mécanisme d’incitation, ayant pour objectifs :

  • d’inciter à la réalisation des projets d’interconnexion utiles pour la collectivité ;
  • d’encourager les GRT à mener à bien les investissements dans les meilleures conditions de coûts.
Incitation à la maîtrise des coûts d’investissement

Les écarts de charges de capital des GRT entre les trajectoires prévisionnelle et réalisée sont aujourd’hui couverts à 100 % par le tarif à travers le CRCP, ce qui est susceptible de limiter l’incitation des GRT à maîtriser leurs coûts d’investissements.

Les charges d’exploitation des GRT sont par ailleurs exclues du périmètre du CRCP et font donc l’objet d’une incitation à la maîtrise des coûts. Cette différence de traitement tarifaire entre les charges d’exploitation et les dépenses d’investissement peut, en théorie, inciter les gestionnaires de réseau à choisir des solutions impliquant des dépenses d’investissement plutôt que des solutions impliquant des charges d’exploitation, dans les cas où elles sont substituables.

La CRE maintient le principe général d’une inscription des investissements dans la base d’actifs régulés sur la base de leurs coûts réels (sous réserve d’éventuels audits de la CRE sur le caractère efficace des dépenses engagées). La CRE introduit toutefois une incitation à la réalisation efficace de certaines dépenses d’investissements des GRT, en mettant en œuvre deux mécanismes distincts portant, d’une part, sur certains grands projets d’investissements et, d’autre part, sur les charges de capital normatives (CCN) « hors réseaux ».

Les investissements dans les réseaux de transport de gaz

L’ATRT6 a introduit un mécanisme de régulation incitative dont l’objectif est d’inciter les GRT à maîtriser les coûts des principaux projets réalisés sous leur maîtrise d’ouvrage.

Incitation à la maîtrise des coûts pour les investissements d’un budget supérieur à 20 M€

Le tarif ATRT6 prévoit la mise en œuvre d’une incitation pour tout projet, hors sécurité, dont le budget dépasse un seuil de 20 M€ ou 20 % du montant moyen annuel des investissements de la période ATRT6 pour les projets dont la décision d’engagement des dépenses serait prise à compter de la délibération de la CRE approuvant le programme d’investissement pour l’année 2017.

Les investissements « hors réseaux »

L’ATRT6 introduit un mécanisme incitant les GRT à maîtriser leurs charges de capital au même titre que leurs charges d’exploitation sur un périmètre d’investissements dits « hors réseaux » comprenant des actifs tels que l’immobilier, les véhicules et les systèmes d’information (SI). Ces postes de charges étant, par nature, susceptibles de donner lieu à des arbitrages entre investissements et charges d’exploitation, le mécanisme retenu incite les GRT à optimiser globalement l’ensemble des charges dans l’intérêt des utilisateurs des réseaux.

Le mécanisme retenu consiste à définir, pour la période du tarif ATRT6, la trajectoire d’évolution de ces charges de capital qui seront exclues du périmètre du CRCP. Les gains ou les pertes réalisés seront donc conservés à 100 % par les opérateurs.

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.

Afin de concentrer le dispositif de suivi de la qualité de service sur les indicateurs qui ont le plus de valeur pour les expéditeurs, 6 indicateurs jugés secondaires ne seront plus suivis dans le cadre du dispositif de régulation incitative de la qualité de service.

5 indicateurs portant sur la qualité des données mises à disposition par les opérateurs font l’objet d’une incitation financière. 11 autres indicateurs sont suivis et publiés mensuellement par les GRT sans faire l’objet d’une incitation financière.

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

Pour la période tarifaire ATRT6, la CRE a mis en place une régulation incitative des dépenses de R&D, similaire à celle du tarif ATRD5 et du TURPE. Les montants alloués à la R&D et qui n’auraient pas été engagés seront restitués aux utilisateurs en fin de période tarifaire via le CRCP. En cas de dépassement par les GRT de la trajectoire fixée pour quatre ans, les écarts resteront à leur charge.

Compte de régularisation des charges et des produits (CRCP)

Le tarif ATRT6 est défini à partir d’hypothèses sur le niveau des charges et les recettes de souscriptions. Un mécanisme de régularisation a posteriori, le CRCP, a été introduit afin de prendre en compte les écarts entre les charges et les produits réellement constatés, et les charges et les produits prévisionnels sur des postes peu prévisibles et peu maîtrisables par les GRT. La méthode de calcul du CRCP est cohérente avec un équilibre tarifaire par année civile.

Le solde du CRCP est calculé au 31 décembre de chaque année. Il prend en compte tout ou partie des écarts de charges ou de revenus constatés sur des postes prédéfinis ; dans le cas où le poste n’est couvert que partiellement par le CRCP, le gain ou la perte par rapport à la prévision conservé par l’opérateur constitue une incitation à la maîtrise des coûts. L’apurement du solde de ce compte est réalisé sur quatre ans, en annuités constantes, prises en compte dans le cadre des évolutions tarifaires mises en œuvre au 1er avril de chaque année, de manière automatique, par une diminution ou une augmentation du revenu à recouvrer par le tarif. Afin d'assurer la neutralité financière du mécanisme, un taux d'intérêt égal au taux sans risque pris en compte dans le calcul du CMPC s'applique au solde du CRCP.

Clause de rendez-vous concernant les charges nettes d’exploitation

L’ATRT6 reconduit la clause de rendez-vous sur le niveau des charges couvertes par le tarif ATRT6, activable deux ans après l’entrée en vigueur du tarif, soit pour l’évolution du tarif au 1er avril 2019.

La clause de rendez-vous, identique à celle retenue pour le tarif ATRD5 de GRDF, le TURPE 5 et qui existait dans le tarif ATRT5, prévoit que les conséquences éventuelles de nouvelles dispositions législatives ou réglementaires ou d’une décision juridictionnelle ou quasi-juridictionnelle pourront être examinées si le niveau des charges nettes d’exploitation retenues dans le tarif ATRT6 se trouvait modifié d’au moins 1 %. La trajectoire de charges nettes d’exploitation à couvrir par le tarif ATRT6 pourra être modifiée après cet examen, les conséquences financières induites par ces évolutions n’étant prises en compte que pour les années 2019 et 2020.

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 étaient 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 1er juillet 2008 pour une durée de 4 ans, en application de  l’arrêté du 2 juin 2008 , approuvant la proposition tarifaire de la CRE du 28 février 2008 ;
  • pour les ELD, le 1er juillet 2009 pour une durée de 4 ans, en application de l’arrêté du 24 juin 2009, approuvant la proposition tarifaire de la CRE du 2 avril 2009.

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 conformément aux articles L.452-2 et L.452-3 du code de l’énergie. Dans ce cadre, les 4èmes tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel (ATRD4) sont entrés en vigueur :

  • pour GrDF, 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 du Conseil Supérieur de l’Energie (CSE) dont l’avis a été rendu le 21 février 2012 ;

Un cadre de régulation incitatif

En application des délibérations de la CRE du 28 février 2012 pour GrDF et du 25 avril 2013 pour les ELD, respectivement publiées au journal officiel le 9 juin 2012 et le 30 juin 2013, ces tarifs reconduisent en le complétant, un cadre de régulation incitant les GRD à améliorer la maîtrise de leurs coûts et leur qualité de service. Ce cadre est très similaire pour GrDF et pour les 8 ELD disposant d’un tarif spécifique ; il est simplifié pour les 14 ELD disposant du 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.

Un tarif pluriannuel :

Les tarifs ATRD4 des GRD sont conçus pour s’appliquer pour une durée d’environ 4 ans, à compter du 1er juillet 2012 pour GrDF et du 1er juillet 2013 pour les ELD.
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 des grilles tarifaires 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.

Ces facteurs d’évolution annuels sur la grille tarifaire de chaque GRD correspondent à un objectif de productivité sur l’ensemble des charges nettes d’exploitation de l’opérateur et sont définis dans le tableau suivant :

Les opérateurs conserveront la totalité des gains de productivité supplémentaires qui pourraient être réalisés sur l’ensemble de leurs charges nettes d’exploitation au-delà des objectifs de productivité définis par les tarifs ATRD4, au lieu de 40 % dans les précédents tarifs ATRD3.

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

Dans les tarifs ATRD4 de GrDF, Régaz-Bordeaux et Réseau GDS, un mécanisme d’incitation financière à la maitrise des coûts des programmes d’investissements (hors investissements relatifs à la sécurité et à la cartographie) des opérateurs 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 leurs réseaux.

Ce mécanisme s’applique aux écarts entre la trajectoire prévisionnelle de dépenses d’investissement hors sécurité et cartographie retenues par les tarifs et les dépenses réelles des GRD. Il se traduit, après analyse des évolutions des indicateurs quantitatifs mentionnés ci-dessous, par un bonus ou une pénalité (plafonné à 2 M€ par an pour GrDF et à 100 k€ par période de 2 ans pour les 2 ELD) versé ou repris à l’opérateur via le poste de charges de capital du compte de régularisation des charges et des produits (CRCP), respectivement en cas de dépenses réelles inférieures ou supérieures aux dépenses prévisionnelles.

En parallèle, 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 ces 3 opérateurs ne se fait pas au détriment de la réalisation des investissements nécessaires et pour suivre et analyser les évolutions des coûts unitaires d’investissement.

De tels indicateurs sont également mis en place pour les six autres ELD disposant d’un tarif spécifique dans le but de suivre et d’analyser les évolutions des coûts unitaires d’investissements de ces opérateurs.

Un ajustement des trajectoires prévisionnelles de référence pourra être décidé par la CRE en cours de période tarifaire et au cas par cas (évolutions réglementaires, dépenses d’investissement réelles sensiblement 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 les tarifs ATRD3 des opérateurs. 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 1er 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 au 1er janvier 2011.

Les tarifs ATRD4 respectifs de GrDF et des ELD ont reconduit le mécanisme de suivi de la qualité de service des GRD 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.  La délibération de la CRE du 27 juin 2013 est venue mettre à jour le mécanisme de régulation incitative de GrDF au 1er juillet 2013.

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 de ses dépenses 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, les tarifs ATRD3 des ELD prévoyaient, pour certaines d’entre elles, une somme allouée pour la densification de leurs réseaux respectifs.

Le tarif ATRD4 de GrDF prévoyant un renforcement des actions de promotion de l’usage du gaz pour un montant annuel total 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 mène, à raccorder au gaz de nouveaux clients du marché « résidentiel » et des marchés « tertiaire et industrie ». La non-atteinte, en fin de période tarifaire, des trajectoires prévisionnelles de raccordements de nouveaux clients définies dans le cadre de ce tarif pour chacun de ces deux indicateurs donnera lieu à une pénalité pour GrDF, plafonnée à 30 M€ sur l’ensemble de la période tarifaire.
De la même manière, les tarifs ATRD4 des ELD prévoient le maintien du principe de couverture des dépenses en faveur de la densification des réseaux, ainsi que la mise en place d’un mécanisme d’incitation à l’atteinte des objectifs associés. Les différences de taille des ELD ont conduit la CRE à mettre en place des mécanismes différenciés, adaptés à la taille des opérateurs : pour Régaz-Bordeaux et Réseau GDS, un mécanisme d’incitation dont les principes sont identiques à ceux du mécanisme instauré par le tarif ATRD4 de GrDF et, pour les six autres ELD disposant d’un tarif spécifique, un mécanisme d’incitation simplifié.

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 a été introduit dans les tarifs ATRD3 de l’ensemble des GRD disposant d’un tarif spécifique.

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 également 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. Ce dernier poste vise à réduire la sensibilité du tarif de l’opérateur 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 Enedis, ex-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. Ce-dernier poste a également été introduit au CRCP des ELD dans leurs tarifs ATRD4 respectifs.

Pour l’ensemble de ces opérateurs, 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% en valeur absolue. Le reste du solde est reporté au CRCP calculé pour l’année calendaire suivante. Les montants pris en compte dans ce cas sont actualisés à un taux d’intérêt équivalent au taux sans risque retenu dans les décisions tarifaires, soit 4,2 % par an, nominal avant impôt.

Des grilles tarifaires évoluant au 1er juillet

A leur date d’entrée en vigueur (1er juillet 2012 pour GrDF et 1er juillet 2013 pour les ELD), les tarifs ATRD4 des GRD ont évolué respectivement par rapport aux tarifs précédents ATRD3 des pourcentages suivants :

GRD

Evolution, en euros courants, des tarifs à la date d’entrée en vigueur de l’ATRD4

GrDF

+ 8,0 %

Régaz (Bordeaux)

+ 6,4 %

Réseau GDS (Strasbourg)

+ 12,7 %

Gaz Electricité de Grenoble

+ 7,2 %

Vialis (Colmar)

+ 8,1 %

Gédia (Dreux)

+ 8,5 %

Caléo (Guebwiller)

+ 13,2 %

Gaz de Barr

+ 7,1 %

Veolia Eau (Huningue, St Louis, Hégenheim, Village-Neuf)

- 24,9 %

ELD au tarif commun

+ 1,6 %

Plusieurs facteurs principaux structurels expliquent ces évolutions :

• la baisse des volumes de gaz acheminés et du nombre de clients raccordés liée, entre autres, 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 des tarifs ;
• 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 ;
• les évolutions réglementaires d’ordre social et fiscal entrées en vigueur en 2012 ;
• l’évolution de l’inflation ;
• la révision du taux de rémunération des actifs et de certaines charges.

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

  • au 1er 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 1er 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 1er juillet 2011 : les tarifs ATRD3 de l’ensemble des GRD ont évolué en application : 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 des tarifs ATRD4 des GRD maintient ce principe d’une mise à jour annuelle des tarifs au 1er juillet de chaque année de la période tarifaire en fonction de :

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

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

Les tarifs ATRD4 des GRD introduisent une clause de rendez-vous activable au bout de 2 ans après l’entrée en vigueur de chaque tarif, soit au 1er juillet 2014 pour GrDF et au 1er juillet 2015 pour les ELD.

Cette clause de rendez-vous prévoit que les conséquences éventuelles de nouvelles dispositions législatives, réglementaires, d’une décision juridictionnelle ou quasi-juridictionnelle pourront être examinées si les niveaux des charges nettes d’exploitation retenues dans les tarifs des GRD se trouvaient modifiés d’au moins 1 %. Les trajectoires de charges nettes d’exploitation à couvrir par les tarifs ATRD4 pourront être revues par la CRE 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, sous réserve qu’elles correspondent à une gestion efficace des opérateurs.

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 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 a évolué avec l’entrée en vigueur des tarifs ATRD4.

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 grille 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 niveaux 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.

Dans 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 égal à celui de l’option T1, appliqué au nombre de logements alimentés en gaz, et une part proportionnelle égale à celle de l’option tarifaire T1 appliquée à la consommation de gaz mesurée par le compteur collectif. 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 annuelle de 660 kWh.

Sur les réseaux des ELD, l’ensemble des clients finals ne disposant pas de compteur individuel est facturé sur la base d’un forfait, calculé à partir de l’option T1 et d’une consommation annuelle de 660 kWh.

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.

La  délibération tarifaire de la CRE du 25 avril 2013 complète ces règles, à compter du 1er juillet 2013, en précisant les modalités de prise en charge des coûts associés au comptage à l’interface entre un GRD amont et un GRD aval. Ainsi, conformément aux travaux réalisés dans le cadre du GTG, lorsque le GRD amont est différent du GRD aval, le GRD amont prend à sa charge :

  • l’intégralité des investissements afférents au poste de comptage. Ces investissements comprennent notamment la télé-relève, le génie civil, la fourniture et l’aménagement du poste de comptage ;
  • l’ensemble des coûts d’exploitation, de maintenance et de renouvellement, afférents à l’utilisation du poste de comptage.

Règles tarifaires applicables pour les nouvelles concessions de gaz naturel

La  délibération de la CRE du 25 avril 2013 , portant décision sur les tarifs péréqués d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des entreprises locales de distribution précise 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 prix proportionnel aux quantités acheminées, 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 de cette même année, 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.

L’ensemble de 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 afin de faire l’objet d’une décision tarifaire de la CRE. Afin de faciliter le traitement de celles-ci, la CRE demande aux GRD de suivre la procédure ad hoc :

Echanges entre les GRD et la CRE concernant les tarifs non-péréqués d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel des nouvelles concessions
 

Les tarifs ATRD non péréqués établis depuis 2008 :

Le tableau récapitulatif des caractéristiques des tarifs ATRD non péréqués établis depuis 2008 est le suivant :

Au 20 juin 2013, les tarifs ATRD non péréqués qui ont fait l’objet d’une proposition tarifaire à la CRE (avant le 1er juin 2011) ou d’une décision tarifaire de la CRE (depuis le 1er juin 2011) sont   disponibles en cliquant ici (fichier Excel) .

Tarification des prestations annexes réalisées exclusivement par les GRD de gaz naturel

Les GRD offrent aux clients finals, aux fournisseurs, aux producteurs de biométhane et aux autres GRD, des prestations annexes en complément de la prestation d’acheminement. Ces prestations, telles que le raccordement ou le changement de fournisseur, contribuent au bon fonctionnement du marché et sont rassemblées, pour chaque GRD, dans un catalogue de prestations qui doit être public. Le coût de ces prestations est :

  • soit entièrement couvert par les tarifs ATRD4 (il s’agit de prestations de base, telle que le changement de fournisseur, qui ne font pas l’objet d’une facturation spécifique) ;
  • soit couvert en tout ou partie par le prix de la prestation facturé par le GRD. La part du coût non couverte par le prix de la prestation est couverte par les tarifs ATRD4.

Jusqu’à l’entrée en vigueur du code de l’énergie en juin 2011, les prix et contenus des prestations annexes étaient fixés par les GRD. Les articles L.452-2 et L.452-3 du code de l’énergie, confèrent à la CRE la compétence en matière de tarification des prestations annexes réalisées exclusivement par les GRD de gaz naturel.

 La délibération de la CRE du 15 décembre 2011 a décidé de l’évolution, au 1er janvier 2012, des catalogues des prestations annexes des GRD de gaz naturel qui en avaient fait la demande. Seules des évolutions mécaniques des prix des prestations par application des formules d’indexation ainsi que des adaptations mineures purement formelles visant notamment à clarifier des prestations existantes ont été prises en compte, à l’exception de l’introduction des prestations relatives à l’injection de biométhane dans le catalogue des prestations de GrDF.

 La délibération de la CRE du 28 juin 2012 a défini, à la suite d’une consultation publique, les principes d’élaboration et de tarification des prestations annexes réalisées exclusivement par les GRD de gaz naturel, ainsi que les évolutions en niveau et en structure de ces catalogues destinées à s’appliquer à compter du 1er septembre 2012. Elle a défini le périmètre des prestations essentielles au bon fonctionnement du marché et, pour chacune de ces prestations, a établi la définition, le délai de réalisation et le prix le cas échéant pour les prestations payantes communs à tous les GRD.

Enfin,  la délibération de la CRE du 25 avril 2013 a défini, à la suite d’une consultation publique et constitution d’un groupe de travail avec les GRD de gaz naturel, les principes d’élaboration et de tarification des prestations annexes du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché, réalisées exclusivement par les GRD de gaz naturel. Elle a également pour objet de fixer les évolutions en niveau et en structure de ces catalogues destinées à s’appliquer à compter, soit du 1er juillet 2013, soit en même temps que la prochaine évolution annuelle des catalogues de prestations des GRD d’électricité.

Les évolutions apportées par les délibérations de la CRE ont pour objectifs de :

  • simplifier l’accès des fournisseurs et des clients finals aux prestations des GRD homogénéisant progressivement les catalogues de prestations entre opérateurs, en termes de définition des prestations proposées, voire de prix et de délais le cas échéant, pour les prestations du tronc commun ;
  • faire évoluer les prix des prestations par l’application mécanique de formules d’indexation ;
  • prendre en compte les demandes spécifiques des GRD concernant l’évolution de leur catalogue.

Une structure unique des catalogues de prestations :

Les catalogues de prestations, s’ils s’adressent pour partie à des lecteurs avertis comme les fournisseurs, sont aussi des documents à destination des consommateurs finals, notamment du marché de masse pour certaines prestations. Les catalogues de prestations doivent donc être faciles d’accès, pédagogiques et permettre d’identifier rapidement les prestations par typologie d’acteurs potentiellement demandeurs de leur réalisation.

Une structure unique pour les catalogues de prestations des GRD de gaz naturel a été définie. Elle répond aux objectifs suivants :

  • pédagogie, avec la mise en œuvre d’une introduction détaillée explicitant le contexte et les conditions d’utilisations des catalogues de prestations ;
  • exhaustivité, avec la présentation de l’ensemble des prestations proposées par les GRD ;
  • simplicité, avec une structure unique du catalogue de prestations organisé par bénéficiaire des prestations ;

accessibilité, avec la nécessité pour chaque GRD de rendre public son catalogue de prestations sur son site internet ou par tout autre moyen approprié.

Les catalogues de prestations des GRD de gaz naturel ont une structure unique comprenant les parties suivantes :

  • une introduction présentant au moins les conditions générales d’utilisation du catalogue et les éléments de contexte suivants :
  • les prestations de base dont le coût est couvert en totalité par le tarif d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel, précisées dans les délibérations tarifaires de la CRE ;
  • les prestations payantes à destination des clients finals raccordés ou souhaitant se raccorder au réseau du GRD et des fournisseurs de gaz naturel ayant conclu un contrat d’acheminement avec le GRD ;
  • les prestations payantes à destination des producteurs de biométhane, pour les GRD proposant de telles prestations ;
  • les prestations payantes à destination des autres GRD raccordés ou souhaitant se raccorder au réseau de distribution de l’opérateur.

Concernant la segmentation des prestations à destination des clients finals ou des fournisseurs, celle du catalogue de GrDF, par fréquence de relève (semestrielle, non semestrielle), est différente de celle des catalogues des ELD, organisés majoritairement par option tarifaire des tarifs ATRD. Compte tenu de la proximité de ces segmentations et des conséquences importantes en termes d’évolutions des systèmes d’information pour les ELD en cas de généralisation de la segmentation de GrDF, le choix entre les deux types de segmentation des prestations est laissé aux GRD.

Chaque prestation doit comporter au moins les éléments suivants :

  • les conditions d’accès à la prestation : le demandeur et le destinataire de la prestation ;
  • la description de la prestation offerte ;
  • le(s) délai(s) de réalisation de la prestation ;
  • la segmentation des clients concernés (pour les prestations à destination des clients ou des fournisseurs) : l’option tarifaire ou la fréquence de relève ;
  • les conditions de réalisation en « express » et/ou « en urgence » le cas échéant ;
  • le(s) prix en euros hors taxes et en euros toutes taxes comprises.

Des prestations essentielles au bon fonctionnement du marché identiques entre opérateurs :

Les prestations essentielles au bon fonctionnement du marché sont les suivantes :

  • parmi les prestations facturées à l’acte : les mises en service, les interventions pour impayés et les relèves spéciales (hors changement de fournisseur). Ces prestations représentent environ 80 % des recettes générées par les prestations catalogue ;
  • parmi les prestations de base dont le coût est couvert par les tarifs ATRD4, donc ne donnant pas lieu à facturation à l’acte : les changements de fournisseur et les mises hors service (ou résiliation).

Pour ces prestations, la CRE :

  • a établi une description commune pour chaque prestation essentielle ainsi qu’un délai de réalisation commun pour chaque prestation essentielle pour tous les GRD de gaz naturel, en généralisant ceux de GrDF ;
  • a défini les prix des prestations essentielles facturés à l’acte en généralisant les prix du catalogue de GrDF à tous les GRD de gaz mono-énergie et en laissant le choix aux GRD assurant la distribution de gaz et d’électricité entre un alignement des prix des prestations de leurs catalogues sur ceux de GrDF ou sur ceux fixés par la CRE pour l’électricité. Cette disposition ne s’applique pas aux prestations relatives aux impayés.

Pour les ELD, la généralisation des prix des prestations essentielles de GrDF ou l’alignement sur ceux de l’électricité n’est entrée en vigueur qu’au 1er juillet 2013, en même temps que leurs tarifs ATRD4 respectifs, pour celles dont les prix sont alignés sur ceux de GrDF, ou en même temps que l’évolution annuelle en 2013 des catalogues de prestations en électricité, pour celles dont les prix sont alignés sur ceux des prestations en électricité.

La définition des modalités pratiques, opérationnelles et contractuelles de demande et de réalisation des prestations est laissée aux GRD. En outre, les GRD peuvent proposer des délais de réalisation des prestations inférieurs à ceux du catalogue de GrDF.

Un tronc commun de prestations à proposer par tous les GRD :

Les prestations du tronc commun se composent :

  • des prestations essentielles au bon fonctionnement du marché, décrites dans le paragraphe précédent ;
  • des autres prestations suivantes :

-     l’intégralité des autres prestations de base, dont le coût est couvert en totalité par les tarifs ATRD4, précisées par les décisions tarifaires de la CRE du  28 février 2012 pour GrDF et du  25 avril 2013 pour les ELD ;

-     certaines prestations payantes, facturées à l’acte ou de manière récurrente, à destination des clients finals raccordés ou souhaitant se raccorder au réseau du GRD et des fournisseurs de gaz naturel ayant conclu un contrat d’acheminement avec le GRD ;

-     une prestation payante à destination des GRD raccordés ou souhaitant se raccorder au réseau du GRD : le service de pression non standard.

Les prestations non incluses dans ce tronc commun sont considérées comme des prestations spécifiques à chaque GRD et ne font l’objet d’aucune homogénéisation entre opérateurs.

Deux types de prestations du tronc commun ont été définis :

  • les prestations dites « obligatoires », qui doivent être proposées par tous les GRD de gaz naturel dans leur catalogue de prestations en respectant les règles d’homogénéisation définies par la CRE. Elles sont constituées des prestations de base et de prestations payantes ;
  • les prestations dites « optionnelles », qui, lorsqu’elles sont proposées par un GRD, doivent respecter les règles d’homogénéisation définies par la CRE. Elles sont constituées de prestations payantes uniquement.

Pour chaque prestation du tronc commun, ont été définis :

  • le nom de la prestation, commun à tous les GRD de gaz naturel ;
  • la description sommaire de la prestation, commune à tous les GRD de gaz naturel.

Afin de prendre en compte les spécificités propres à certains opérateurs, certaines descriptions sommaires comportent des paramètres à adapter en fonction des pratiques des GRD. En outre, il appartient à chaque GRD de préciser les modalités pratiques de réalisation de ces prestations, en établissant de façon adaptée à leurs problématiques opérationnelles respectives la description détaillée et le délai de réalisation de chacune de ces prestations du tronc commun.

Par ailleurs, les principes d’homogénéisation des prix des prestations essentielles ont été étendus aux prix de la plupart des autres prestations payantes du tronc commun * :

  • au 1er juillet 2013 pour les GRD de gaz naturel mono-énergie et les GRD biénergies dont les prix des prestations essentielles ont été alignés sur ceux de GrDF dans  la délibération de la CRE du 28 juin 2012  : définition des prix des prestations en généralisant ceux des mêmes prestations du catalogue de GrDF ;
  • en même temps que la prochaine évolution annuelle des catalogues de prestations en électricité, soit au 1er septembre 2013,  pour les GRD biénergies dont les prix des prestations essentielles ont été alignés sur ceux de ces catalogues dans cette même délibération du 28 juin 2012 : définition des prix des prestations en généralisant ceux des mêmes prestations des catalogues en électricité. Lorsqu’il n’existe pas de prestations équivalentes en électricité, le prix de la prestation est aligné sur celui de la prestation de GrDF et évolue du même pourcentage d’évolution que celui de GrDF, simultanément à l’évolution des catalogues des GRD d’électricité.

* Ces dispositions ne s’appliquent pas aux prestations de « Réalisation de raccordement », « Modification, suppression ou déplacement de branchement », « Location de compteur/blocs de détente », « Location du poste de livraison ou du dispositif local de mesurage », « Mise à disposition d’un équipement de comptage provisoire », « Service de maintenance », « Fréquence de relevé supérieure à la fréquence standard » et « Contrôle en laboratoire d’un équipement de comptage ».

Des modalités d’évolution des prix des prestations alignées sur celles de GrDF ou d’Enedis, ex-ERDF :

Les modalités d’évolution annuelle (formules et date d’évolution) des prix des catalogues de prestations ont été homogénéisées depuis le 1er septembre 2012 selon les conditions suivantes :

  • les catalogues de prestations des GRD de gaz mono-énergie et des GRD biénergies ayant choisi un alignement de leurs prix sur ceux de GrDF évoluent en même temps que celui de GrDF au 1er juillet de chaque année à partir de 2013, en application des formules d’indexation du catalogue de GrDF ;
  • les catalogues de prestations des GRD de gaz biénergies, ayant choisi un alignement de leurs prix sur ceux des catalogues de prestations en électricité, évoluent en même temps que ceux de l’électricité, en application des formules d’indexation existantes en électricité.

Les prix des prestations annexes des GRD et des prestations essentielles au bon fonctionnement du marché, hors autres prestations du tronc commun et hors prestation « Journées d’information du personnel des fournisseurs » de GrDF dont les prix sont fixés dans  la délibération du 25 avril 2013 , ont évolué des pourcentages suivants :

Le cas particulier des nouvelles concessions de gaz naturel :

Chaque année, de nouvelles concessions sont attribuées pour la distribution de gaz naturel par les autorités concédantes. Les négociations avec les autorités concédantes prennent en compte l’ensemble des composantes liées à la distribution de gaz, y compris les prestations catalogue.

Afin de simplifier l’accès des fournisseurs et des clients finals aux réseaux de distribution et l’analyse des offres des opérateurs répondants aux appels d’offres pour les autorités concédantes,  la délibération de la CRE du 28 juin 2012 a harmonisé la structure des catalogues de prestations, ainsi que le contenu et les délais de réalisation des prestations essentielles au bon fonctionnement du marché pour les nouvelles concessions. En revanche, les prix et les formules d’évolution restent déterminés dans le cadre des négociations avec les autorités concédantes.

 La délibération de la CRE du 25 avril 2013 étend ces règles d’homogénéisation aux prestations du tronc commun, hors prestations essentielles au bon fonctionnement du marché. Toutefois, la liste des prestations de base, dont le coût est intégralement couvert par les tarifs ATRD non péréqués des nouvelles concessions issus des appels d’offre, reste déterminée dans le cadre des négociations avec les autorités concédantes.

Le tarif d’accès aux terminaux méthaniers

L’article L.134-2, 4° du code de l’énergie donne compétence à la CRE pour préciser « les conditions d'utilisation […] des installations de gaz naturel liquéfié y compris la méthodologie d'établissement des tarifs d'utilisation de ces […] installations et les évolutions tarifaires ».

Les articles L.452-1 à L.452-3 du code de l’énergie encadrent les compétences tarifaires de la CRE.

La délibération du 18 janvier 2017 a fixé les nouveaux tarifs d’accès des tiers aux terminaux méthaniers pour les trois terminaux français à partir du 1er avril 2017 pour une durée de 4 ans. Une révision sera effectuée au 1er avril 2019.

Les tarifs ATTM5 présentent une baisse significative par rapport aux tarifs ATTM4 : la baisse du tarif unitaire moyen pour la période ATTM5 est de 6,5 % pour Montoir, 18,2 % pour Fos Tonkin et 18,6 % pour Fos Cavaou. Ainsi, le tarif unitaire moyen est de l’ordre de : 0,84 €/MWh pour le terminal de Montoir, 1,28 €/MWh pour le terminal de Fos Tonkin et 1,44 €/MWh pour le terminal de Fos Cavaou. De façon à inciter les utilisateurs à souscrire les capacités correspondant à leurs besoins, le taux de ship or pay (obligation de paiement) est fixé à 100 % pour les trois terminaux.

Le cadre de régulation des tarifs ATTM5

Les tarifs ATTM5 reconduisent les principes généraux du cadre de régulation des tarifs ATTM4 incitant Fosmax LNG et Elengy à améliorer leur efficacité du point de vue de la maîtrise des coûts.

La régulation incitative des charges d’exploitation

La trajectoire des charges nettes d’exploitation d’Elengy et de Fosmax LNG est définie sur la période 2017 – 2020. Les gains de productivité supplémentaires qui pourraient être réalisés par les opérateurs au-delà de la trajectoire fixée par les tarifs ATTM5 (hors postes couverts par le CRCP) seront conservés intégralement par les opérateurs, comme pour les tarifs ATTM4. De façon symétrique, les surcoûts éventuels seront intégralement supportés par les opérateurs.

Régulation incitative à la commercialisation de capacités supplémentaires

Le dispositif d’incitation d’Elengy et de Fosmax LNG à la commercialisation de capacités supplémentaires, en vigueur dans les tarifs ATTM4, est reconduit.

Les souscriptions additionnelles d’opérations de déchargement et de rechargement de navires sont partiellement intégrées au CRCP. Ainsi, les recettes associées aux souscriptions supplémentaires par rapport aux hypothèses retenues pour fixer les tarifs ATTM5 sont reversées via le CRCP aux utilisateurs des terminaux à hauteur de 75 % et conservées par les opérateurs à hauteur de 25 %.

Principes de rémunération des actifs

Les principes de rémunération des actifs sont fixés pour la durée du tarif pour les deux opérateurs. Ils comprennent notamment :

  • les modalités de calcul des charges de capital, dont le coût moyen pondéré du capital (CMPC) et la prime spécifique à l’activité d’exploitation de terminal méthanier régulé ;
  • le mécanisme d’incitation au développement de nouvelles capacités de regazéification ;
  • le mécanisme d’incitation à la maîtrise des coûts des projets d’investissement.

Régulation incitative au développement de nouvelles capacités de regazéification et à la maîtrise des coûts des projets d’investissement

Régulation incitative au développement de nouvelles capacités de regazéification

Afin de donner de la visibilité à long terme et de favoriser les décisions de réservation de capacité et d’investissement, la CRE maintient pour les tarifs ATTM5 une incitation au développement de nouvelles capacités de regazéification. Cette incitation prend la forme d’une prime supplémentaire de 200 points de base accordée au taux de rémunération des actifs concernés pendant 10 ans, pour les extensions des terminaux méthaniers existants et les nouveaux terminaux, 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 précisées par la CRE.

Cette incitation sera accordée au cas par cas, au moyen de délibérations ad hoc sur la base d’une analyse spécifique de l’utilité pour la collectivité de chaque projet.

En outre, les investissements ayant bénéficié de primes dans le cadre des tarifs précédents continueront d’en bénéficier. Ainsi, tous les investissements mis en service entre 2004 et 2008 et tous les investissements décidés entre le 1er janvier 2004 et avant le 31 décembre 2008 bénéficient d’une prime de rémunération de 125 points de base.

Régulation incitative à la maîtrise des coûts des projets d’investissement

Les tarifs ATTM5 conservent un mécanisme, identique à celui de l’ATTM4, incitant les opérateurs à maîtriser les coûts de leurs projets d’investissement, pour les investissements dont le montant est supérieur à 20 M€ ou pour les projets bénéficiant du mécanisme de régulation incitative au développement de nouvelles capacités de regazéification.

Afin de tenir compte des spécificités propres à chaque projet, le mécanisme détaillé applicable sera fixé par une délibération ad hoc de la CRE, selon les principes suivants :

  • pour les projets bénéficiant du mécanisme de régulation incitative au développement de nouvelles capacités de regazéification, l’application de la prime pendant 10 ans est limitée au budget prévisionnel d’investissement ;
  • la rémunération des dépenses d’investissement en écart par rapport au budget prévisionnel varie en fonction du niveau de ces écarts ;
  • la rémunération des immobilisations en cours (IEC) est suspendue au-delà de la date de mise en service prévisionnelle des investissements ;
  • pour les projets faisant l’objet d’un appel au marché, une clause de sortie pourra être introduite pour les souscripteurs, exerçable en cas de dépassement significatif du coût prévisionnel du projet à l’issue des études détaillées, sous réserve de la prise en charge des coûts échoués éventuels générés par cette clause.

 

L’article L.452-1 du code de l’énergie dispose que les tarifs d’utilisation des installations de GNL doivent couvrir l’ensemble des coûts supportés par les gestionnaires d’installation de GNL dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un opérateur de terminal méthanier efficace. Le tarif ATTM5 fixe les principes du mécanisme incitant les opérateurs des terminaux méthaniers à maîtriser les coûts de leurs projets d’investissement. Les paramètres détaillés applicables à chaque projet seront fixés au cas par cas par délibération de la CRE.

Le CRCP pour les terminaux méthaniers

Les tarifs ATTM5 sont définis à partir d’hypothèses sur le niveau des charges et sur les recettes de souscriptions. Un mécanisme de régularisation a posteriori, le CRCP, a été introduit afin de prendre en compte les écarts entre les charges et les produits réellement constatés, et les charges et les produits prévisionnels sur des postes peu prévisibles et peu maîtrisables par les opérateurs de terminaux méthaniers.

Le solde du CRCP est calculé au 31 décembre de chaque année. Il prend en compte tout ou partie des écarts de charges ou de revenus constatés sur des postes prédéfinis ; dans le cas où le poste n’est couvert que partiellement par le CRCP, le gain ou la perte par rapport à la prévision conservé par l’opérateur constitue une incitation à la maîtrise des coûts. L’apurement du solde de ce compte est réalisé sur quatre ans, en annuités constantes, prises en compte à l’occasion des évolutions tarifaires, au travers d’une diminution ou d’une augmentation du revenu à recouvrer par le tarif. Afin d'assurer la neutralité financière du mécanisme, un taux d'intérêt égal au taux sans risque pris en compte dans le calcul du CMPC s'applique au solde du CRCP.

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

  • les revenus liés aux souscriptions supplémentaires de capacités de regazéification, couverts à 75 %, afin d’inciter les opérateurs à offrir les meilleurs services aux clients potentiels ;
  • les charges de capital supportées par les opérateurs, couvertes à 100 % ;
  • les charges et produits d'énergie (électricité et quotas de CO2) couverts à 90 % ;
  • les revenus liés aux souscriptions au titre du service de chargement de bateaux, couverts à 75 % par le CRCP ;
  • les revenus liés au service d’accès au point d’échange GNL, couverts à 50 % ;
  • les coûts et recettes associés aux services non régulés, couverts à 100 %.

La clause de rendez-vous

La clause de rendez-vous prévoit que les conséquences éventuelles de nouvelles dispositions législatives ou réglementaires, d’une décision juridictionnelle ou quasi-juridictionnelle, pourront être examinées si le niveau des charges nettes d’exploitation retenues dans les tarifs d’Elengy et de Fosmax LNG se trouvait modifié d’au moins 1 %.

Structure des tarifs d’utilisation des terminaux méthaniers

Les termes tarifaires

Chaque terminal a son propre niveau tarifaire, calculé sur la base d’une structure tarifaire commune. Le tarif d’utilisation des terminaux comprend 7 termes tarifaires :

  • Termes applicables pour les opérations de déchargement :

TNA : terme de nombre d’accostages, appliqué à chaque cargaison déchargée ou chargée sur le terminal méthanier, exprimé en € par accostage ; 

TQD : terme de quantité déchargée, appliqué aux quantités de GNL déchargées, exprimé en €/MWh ; 

TN : terme de gaz en nature, destiné à couvrir les consommations de gaz du terminal méthanier.

  • Termes applicables pour les opérations de rechargement :

TNA : terme de nombre d’accostages, appliqué à chaque cargaison déchargée ou chargée sur le terminal méthanier, exprimé en € par accostage ; 

TFR : terme fixe de rechargement, appliqué à chaque cargaison chargée sur le terminal méthanier, exprimé en € par chargement ; 

TQR : terme de quantité rechargée, appliqué aux quantités de GNL chargées, exprimées en €/MWh.En outre, les gestionnaires des terminaux retiennent entre 0,2 % et 0,5 % des quantités déchargées pour couvrir leurs consommations de gaz de chaque terminal (Terme de gaz en nature).

  • Termes applicables pour les services annexes :

TB : terme bandeau optionnel, appliqué à la quantité souscrite en option bandeau, exprimé en €/MWh ;

TQS : terme de quantité stockée optionnel, appliqué à la quantité de stock dédié souscrite, en €/MWh/mois.

Les services de regazéification

Les tarifs ATTM5 prévoient la possibilité pour un expéditeur de souscrire plusieurs services. Les services de regazéification proposés sur les trois terminaux méthaniers régulés français sont les suivants :

Service de base (S-Smart)

Ce service est accessible à tout expéditeur dès la première souscription.

La répartition de l’émission physique du terminal entre les expéditeurs est faite en fonction des volumes de GNL déchargés et rechargés au cours du mois sur le terminal méthanier, ainsi que du niveau de stock de début de mois et du stock fin de mois prévisionnel.

Service spot (S-spot)

Ce service est réservé aux déchargements souscrits, pour un mois M donné, après le 20ième jour du mois M-1.

La souscription s’effectue sur la base des capacités disponibles dans le programme mensuel à la date de la souscription.

Option « bandeau »

La souscription de cette option entraîne l’émission d’une cargaison sous forme d’un bandeau d’émission constante, sur une durée de 20 à 40 jours à partir de la date de déchargement de la cargaison. Cette durée est définie lors de la souscription de l’option bandeau, sur la base de la demande de l’expéditeur concerné et selon les possibilités techniques du terminal de déchargement.

Cette option est accessible à tout expéditeur disposant d’une souscription au service de base, à partir de la publication du programme annuel de déchargements par l’opérateur et jusqu’à la demande de programme mensuel pour le mois de déchargement (avant le 20 de M-1), selon le principe du premier arrivé/premier servi.

Autres services régulés

Service de stock dédié

Un service de stock dédié est proposé aux terminaux de Montoir et de Fos Cavaou. Le stock dédié est mis à la disposition des clients au prorata de leurs souscriptions. Des réallocations sont effectuées en cas de nouvelles souscriptions en service de base. Chaque semaine, les clients soumettent leurs demandes de flexibilité d’émission pour la semaine suivante et les opérateurs leur en confirment la faisabilité.

La quantité de stock disponible étant allouée aux clients des terminaux au prorata de leurs souscriptions, la part du stock dédié correspondant aux capacités non souscrites reste libre.

Service de « pooling »

Ce service permet à tout expéditeur disposant de souscriptions dans au moins un des trois terminaux régulés et n’ayant pas prévu de les utiliser en totalité le mois M, d’utiliser une partie de ces capacités dans un des autres terminaux régulés, en accédant, sur la base d’un tarif spécifique, aux capacités encore disponibles après le 20ème jour du mois M-1 dans ce second terminal.

Compte de souscription

Les tarifs ATTM5 introduisent un compte de souscription (CS), permettant de créditer les opérations non programmées ou annulées avec un préavis suffisant. Ce compte peut ensuite être débité pour programmer des opérations à court terme.

Service de partage de cargaison au déchargement

Elengy et Fosmax LNG ont mis en place des règles permettant de partager une cargaison entre plusieurs expéditeurs n’ayant pas de relations contractuelles entre eux.

Service de chargement de navires

Elengy et Fosmax LNG proposent depuis 2012 un service de chargement de navires sur les terminaux de Montoir et de Fos Cavaou. Pour le tarif ATTM5, la CRE a maintenu les conditions d’accès à ce service pour les trois terminaux régulés. Ce service n’est pas régulé.

Services non régulés

Service de transbordement

Des services de transbordement sont proposés aux terminaux de Montoir et de Fos Cavaou. Les services de transbordement proposés à Montoir et Fos Cavaou ne rentrent pas dans le cadre des services régulés. Les opérateurs peuvent fixer eux-mêmes le prix de fourniture de ces services.

Service de chargement de camions

Elengy propose un service de chargement de camions aux terminaux de Montoir et de Fos Tonkin. Ces services visent notamment à permettre l’acheminement de citernes portées de GNL par voie terrestre. Ils ne sont pas régulés.

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.

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