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

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 2009, en application de l’arrêté du 6 octobre 2008 approuvant la proposition tarifaire de la CRE du 10 juillet 2008. Ces quatrièmes tarifs (ATRT4) ont été établis après consultation de l’ensemble des acteurs concernés.
 Pour donner davantage de visibilité aux transporteurs et aux utilisateurs des réseaux, ces tarifs se sont appliqués pendant quatre ans.Les principaux changements de structure tarifaire consistaient en un gel des termes tarifaires de liaison entre les zones d’équilibrage GRTgaz Nord, GRTgaz Sud et TIGF pour préparer la création d’une place de marché commune à TIGF et GRTgaz au sud de la France en 2015, puis l’objectif de création d’une place de marché unique en France pour 2018.Compte tenu de la taille respective de GRTgaz et TIGF, le tarif moyen de transport de gaz naturel sur le territoire était globalement en hausse de 8,1 %.Dans le cadre de ces cinquièmes tarifs, le taux de rémunération des investissements était fixé à 7,25 % réel avant impôt et une prime 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 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 avril 2013, en application de la délibération de la CRE du 13 décembre 2012. Ce cinquième tarif (ATRT5) a été établi 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 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 cinq consultations publiques, organisé deux tables rondes et deux ateliers de travail avec les acteurs du marché et auditionné les GRT ainsi que leurs actionnaires en ayant fait la demande.Comme pour les précédents, l’ATRT5 a été établi en prenant en considération, d’une part, les charges d’exploitation nécessaires au bon fonctionnement et à la sécurité des réseaux et des 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 :

Le tarif ATRT5 en vigueur intègre les évolutions suivantes par rapport aux précédents tarifs de transport de gaz naturel : 

1. Une nouvelle structure du transport de gaz en France  avec la fusion des périmètres H et B en zone GRTgaz Nord dès le 1er avril 2013 puis, au 1er avril 2015, la création au sud de la France d’une place de marché commune aux zones d’équilibre de GRTgaz Sud et de TIGF ;

2. Une levée des congestions internes aux places de marché situées au nord et au sud de la France  grâce aux investissements dans les projets ERIDAN (doublement de l’artère du Rhône entre St-Martin-de-Crau et St-Avit) et Arc-de-Dierrey (artère Cuvilly-Dierrey-Voisines). Ces évolutions améliorent les conditions d’accès au réseau de transport des fournisseurs, notamment dans le sud du territoire, et favorisent le développement du marché du gaz en France ;

 

3. Une adaptation du 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 en limitant l’attribution d’une majoration de 300 points de base, pour dix ans, à seulement deux projets :

  • projet de doublement de l’artère du Val de Saône entre Voisines et Etrez qui augmenterait la capacité dans le sens GRTgaz Nord -> GRTgaz Sud ;
  • projet d’odorisation décentralisée du gaz naturel afin de permettre des flux physiques de gaz de la France vers l’Allemagne.

4. Une nouvelle régulation incitative à la maîtrise des dépenses d’investissement  :
En introduisant dans l’ATRT5 des mécanismes incitant les opérateurs d’infrastructure à maîtriser leurs coûts d’investissement, la CRE a complété son dispositif de régulation incitative qui comprenait déjà un volet sur la qualité de service et un autre sur les dépenses d’exploitation. L’ATRT5 a notamment défini deux mécanismes traitant des projets d’investissements importants (supérieur à 50 M€ ou à 20% des investissements annuels d’un GRT). Ces mécanismes reposent sur des bonus/malus en fonction du coût prévisionnel des projets retenu lors de leur approbation par la CRE. Ils comprennent une clause de couverture des risques liés au coût de l’acier et aux procédures administratives. Pour les autres dépenses d’investissement, la CRE a défini des indicateurs afin de suivre les évolutions des coûts et la réalisation des autres projets d’investissement (hors dépenses de sécurité) par rapport aux trajectoires tarifaires. Une incitation financière sera mise en œuvre si ces indicateurs s’avèrent fiables.

Niveau de l’ATRT5 et trajectoires d’évolution :

Les tarifs des deux GRT sont en hausse, principalement en raison de l’importance :

  • des investissements à réaliser et de la mise en service de projets d’investissement significatifs ;
  • de l’augmentation du prix de l’énergie ;
  • de la transposition de la Directive 2009/73/CE qui exige que les GRT disposent en propre des moyens nécessaires à leurs activités et mettent en œuvre les codes de réseau européens ;
  • des nouvelles règles de sécurité liées à l’arrêté multi-fluides et au décret anti-endommagement ;
  • et de la hausse des impôts et charges sociales (notamment avec l’entrée en vigueur de l’imposition forfaitaire des entreprises de réseaux).

Pour GRTgaz et TIGF  une trajectoire de niveau tarifaire a été adoptée pour 4 ans du 1er avril 2013 au 31 mars 2017 lors de la délibération de la CRE du 13 décembre 2013.
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 des tarifs de GRTgaz et de TIGF est mis à jour pour prendre en compte :

  • l’évolution des OPEX (d’un facteur égale, pour GRTgaz, à l’inflation – 1,45% et, pour TIGF, à l’inflation + 2,45%) ;
  • la mise à jour des hypothèses de souscriptions de capacités sur le réseau ;
  • la mise à jour du poste énergie ;
  • d’autres évolutions spécifiques nécessaires pour le bon fonctionnement du marché : prise en compte, par exemple, des charges consécutives à la fourniture d’une prestation de flexibilité pour le réseau B.

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.

Revenu autorisé pour l’année 2013

GRTgaz (M€)

TIGF (M€)

Charges de capital

893,6

143,8

Charges d’exploitation nettes

766,7

64,2

CRCP

2,2

-3,2

Total revenu autorisé

1662,4

204,9

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

  • les charges d’exploitation à périmètre constant (hors charges d’énergie) ;
  • de nouvelles charges d’exploitation liées à un périmètre d’activité en hausse : conséquences de la transposition de la troisième directive, impôts, contraintes réglementaires liées à la sécurité (notamment plan anti-endommagement et mise en œuvre de l’arrêté multi-fluides) ;
  • 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 %) ;
  • la rémunération de la base d’actifs régulés du GRT : avec un taux de base de 6,5 % et une prime additionnelle de 3 % pendant 10 ans pour les deux projets pré-identifiés ;
  • 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 baissé de 75 points de base le taux de rémunération des actifs retenu dans le tarif en vigueur par rapport au taux retenu dans le tarif précédent, soit 6,5 %, réel avant impôt.

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

L’ATRT5 maintient les principes du CRCP . Le CRCP est calculé chaque année et son apurement s’opère sur une durée de quatre ans par une diminution ou une augmentation des revenus à recouvrer par les tarifs. Les principaux postes couverts par ce dispositif sont :

  • les recettes liées aux souscriptions de capacité (50 % de l’écart sur le réseau amont dans la limite de ± 10% de la prévision, 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 charges consécutives à la fourniture d’une prestation de flexibilité pour le réseau B, sous réserve que la CRE ait approuvé préalablement les contrats concernés (à 100%).

Les bonus/malus liés aux mécanismes de régulations incitatives sont distribuées via ce compte.

Le mécanisme de régulation incitative de la qualité de service :

Les tarifs en vigueur maintiennent un mécanisme de régulation incitative de la qualité de service afin d’assurer l’amélioration de la qualité de service offert par les GRT et de prévenir toute dégradation qui pourrait être consécutive aux efforts de productivité demandés aux GRT.Ce mécanisme repose sur trois types d’indicateurs de qualité de service :

  • 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 ;
  • 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 et d’une publication des résultats.

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 aux réseaux de transport de 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 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

Le code de l’énergie, entré en vigueur le 1er juin 2011, instaure un nouveau cadre juridique modifiant les compétences de la CRE en matière de tarification de l’utilisation des infrastructures de gaz naturel. Les articles L.452-2 et L.452-3 du code de l’énergie encadrent les compétences tarifaires de la CRE. L’article L.452-2 dudit code prévoit que la CRE fixe les méthodologies utilisées pour établir les tarifs d’utilisation des installations de gaz naturel liquéfié (GNL). En outre, l’article L.452-3 dispose que « La Commission de régulation de l'énergie délibère sur les évolutions tarifaires […] avec, le cas échéant, les modifications de niveau et de structure des tarifs qu'elle estime justifiées au vu notamment de l'analyse de la comptabilité des opérateurs et de l'évolution prévisible des charges de fonctionnement et d'investissement. […] La Commission de régulation de l'énergie transmet aux ministres chargés de l'énergie et de l'économie ses délibérations motivées relatives aux évolutions en niveau et en structure des tarifs d'utilisation des réseaux de transport, de distribution de gaz naturel et d'utilisation des installations de gaz naturel liquéfié, […] ainsi que les règles tarifaires et leur date d'entrée en vigueur. Ces délibérations sont publiées au Journal officiel de la République française. »

La délibération du 13 décembre 2012 a fixé les nouveaux tarifs d’accès des tiers aux terminaux méthaniers pour les trois terminaux français à partir du 1er avril 2013 pour une durée de 4 ans. Une nouvelle grille tarifaire pour le terminal de Fos Tonkin sera fixé au 1er avril 2015 en fonction de la décision de pérenniser ce terminal au-delà de 2020.

Principes de tarification des terminaux méthaniers

Le tarif d’accès

Les hausses retenues au 1er avril 2013 pour les tarifs sont respectivement de 4 %, 10 % et 12 % pour les terminaux de Montoir, Fos Tonkin et Fos Cavaou. Ainsi, le tarif unitaire moyen est de l’ordre de : 0,94 €/MWh pour le terminal de Montoir, 1,24 €/MWh pour le terminal de Fos Tonkin et 1,84 €/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.

Chaque terminal a son propre niveau tarifaire, calculé sur la base d’une structure tarifaire commune. Le tarif d’utilisation des terminaux comprend 6 termes tarifaires :

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 ; 

TUCR : terme d’utilisation des capacités de regazéification, appliqué à la durée de l’intervalle moyen entre deux arrivées de navires (durée limitée à un mois), exprimé en €/MWh ; 

TR : 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, exprimé en €/MWh ; 

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).

Les services de regazéification

Le tarif en vigueur (ATTM4) prévoit la possibilité pour un expéditeur de souscrire simultanément plusieurs services. Les services de regazéification de base proposés sur les trois terminaux méthaniers régulés français sont les suivants :

Service d’émission continue (S-Smart)

Ce service est destiné aux utilisateurs qui programment, en moyenne sur l’année, plus d’un bateau par mois. Dans le cadre de ce service, l’émission quotidienne est fixée par l’opérateur du terminal de façon à être la plus régulière possible, en fonction du programme d’utilisation global du terminal.

Pour favoriser l’accès à ce service, la présente décision tarifaire introduit, pour les trois terminaux méthaniers, la possibilité de souscrire ce service dès le premier déchargement.

Service d’émission en bandeau de 30 jours (S-30)

Ce service est destiné aux utilisateurs qui programment, en moyenne sur l’année, moins d’un bateau par mois. Dans le cadre de ce service, l’émission d’une cargaison est assurée en émission constante de 30 jours.

Le nouveau tarif modifie les conditions d’application du service bandeau : si une demande de reprogrammation intra-mensuelle d’un utilisateur en service « bandeau » engendre une variation supérieure à 10 % de l’émission notifiée aux utilisateurs du service « continu », l’acceptation de cette demande est susceptible d’être conditionnée à une modification de l’émission du demandeur qui peut ainsi ne plus être émise sous forme d’un bandeau constant.

Le service spot est réservé aux déchargements souscrits, pour un mois m donné, après le 20ème jour du mois m-1. Dans le cadre de ce service, l’émission d’une cargaison est assurée sur un bandeau constant de 30 jours.

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.

« Use it or lose it » (UIOLI)
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 les mois m+1 à m+3. Il met à jour ces informations au début de la deuxième semaine du mois m+1 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.

Le relâchement de capacités

En complément du mécanisme UIOLI, le tarif ATTM4 offre la possibilité aux détenteurs de capacités de regazéification de renoncer explicitement à l’utilisation de leurs capacités pour les mois m+2 et m+3. Ces capacités restent dues par leur détenteur initial au titre de la clause de « ship or pay » jusqu’à leur réservation éventuelle par un autre expéditeur.

Publications des capacités

Conformément aux obligations du règlement 715/2009 du 13 juillet 2009, 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.

Par ailleurs, ils publient également 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 souscrites mais non utilisées, les opérateurs publient :

  • le nombre prévisionnel de créneaux de déchargement disponibles pour les mois m+1 à m+3 ;
  • une mise à jour du programme de déchargement dès qu’une demande de modification du programme est transmise par un utilisateur. Une mise à jour a minima au début de la seconde semaine du mois m+1 est publiée sur le site de l’opérateur.

La  délibération du 20 juin 2013 portant décision relative aux informations publiées concernant l’utilisation des terminaux méthaniers, a renforcé les obligations portant sur les opérateurs de terminaux, ainsi que leurs utilisateurs.

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.

Les services complémentaires

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 ATTM4, la CRE a maintenu les conditions d’accès à ce service pour les trois terminaux régulés. Ce service n’est pas régulé.

En outre, la  délibération du 23 mai 2013 définit les conditions de commercialisation d'un service de transbordement sur le terminal de Montoir de Bretagne à l’horizon 2017.

Service de chargement de camions

Depuis juillet 2013, Elengy propose sur son terminal de Montoir, un service de chargement de camions au terminal de Montoir. Ce service vise notamment à permettre l’acheminement de citernes portées de GNL par voie terrestre. Ce service n’est pas régulé.

Le cadre de régulation des nouveaux tarifs

L’incitation à l’investissement des opérateurs

Pour répondre au besoin de visibilité nécessaire aux prises de décisions d’investissements ou d’engagements à long terme, le tarif en vigueur maintient les principes fixés dans le tarif précédent :

  • le mode de calcul du taux de rémunération est fixé pour 20 ans, sous la forme d’une formule égale au taux de base applicable aux actifs de transport de gaz naturel, pouvant évoluer sur la période en fonction des décisions tarifaires futures relatives à l’acheminement sur les réseaux de transport de gaz, auquel s’ajoute la prime de 200 points de base spécifique au GNL ;
  • une prime supplémentaire de 200 points de base est accordée pendant 10 ans.

Ces principes s’appliquent aux extensions des terminaux méthaniers existants et aux 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 approuvées par la CRE. Les projets consistant spécifiquement à l’augmentation des capacités de stockage des terminaux ne sont pas éligibles à cette prime supplémentaire.

La mise en place d’une régulation incitative sur les investissements

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 ATTM4 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.

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.

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 6,50 %, auquel vient s’ajouter une prime de 200 points de base spécifique aux risques liées à l’activité des opérateurs de terminaux méthaniers.

Le CRCP pour les terminaux méthaniers

Le CRCP est un compte fiduciaire qui est alimenté à intervalle régulier par tout ou partie des écarts de coûts ou de revenus constatés sur des postes prédéfinis. L'apurement du solde de ce compte s’opère par une diminution ou en augmentation des revenus à recouvrer par les tarifs.

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 meilleures services aux clients potentiels ;
  • les charges de capital supportées par les opérateurs, couvertes à 100 % ;
  • les charges et produits d'énergie motrice (électricité et quotas de CO2), couvertes à 90 % ;
  • les revenus liés aux souscriptions supplémentaires au titre du service de chargement de bateaux, couverts à 50 % ;
  • les revenus liés au service d’accès au point d’échange de GNL, couverts à 50 %.
L’introduction d’une 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 %.

Suivi des souscriptions

Les capacités du terminal de Montoir de Bretagne sont souscrites à 100 % jusqu’à 2015..

Les capacités du terminal de Fos Tonkin sont souscrites à 100 % jusqu’à 2020. Par ailleurs, le démantèlement obligatoire d’un des trois réservoirs fin 2014 conduit à une baisse des capacités commercialisées de 48 à 35 TWh à partir de 2015.

Le terminal de Fos Cavaou est réservé à 90 % sur le long terme. Les 10 % restants sont disponibles sur le court terme, conformément à la délibération de la CRE du 15 décembre 2003.

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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