Dernière mise à jour le 12.06.2018
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Tarifs d'accès

Conformément aux dispositions de l’article L. 452-2 du code de l’énergie, la CRE fixe les méthodes pour établir les tarifs d’utilisation des réseaux de gaz naturel et des installations de gaz naturel liquéfié. Ces tarifs couvrent l’ensemble des coûts supportés par leurs gestionnaires, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’un gestionnaire de réseau efficace. 

A cette occasion, la CRE prend en compte les orientations de politique énergétique indiquées par les ministres chargés de l’Économie et de l’Énergie qu'elle informe lors de la phase d'élaboration des tarifs. 

Elle consulte aussi les acteurs du marché de l'énergie.

Les tarifs sont établis en prenant notamment en considération :

  • les charges d’exploitation nécessaires au bon fonctionnement et à la sécurité des réseaux et des installations 
  • les charges de capital (amortissement et rémunération des actifs des transporteurs, des distributeurs, des terminaux méthaniers et des opérateurs de stockage).

Ils sont calculés à partir d’hypothèses de charges et de produits établies pour l’ensemble de la période tarifaire. Ces hypothèses présentant des incertitudes lors de la définition des tarifs, ces derniers disposent d’un mécanisme dit CRCP (compte de régularisation des charges et des produits) permettant de corriger, pour des postes préalablement identifiés, les écarts entre les charges et produits prévisionnels et ceux réellement constatés.

Consulter l'article L. 452-2 du Code de l'énergie

Le tarif d'accès des tiers aux réseaux de transport (ATRT6)

Principes généraux 

Le réseau de transport est rattaché à deux places de marché (le PEG Nord et la Trading Region South, ou TRS). Au 1er novembre 2018, les deux places de marché fusionneront pour créer une place de marché unique. 
La structure tarifaire se décline en différents termes tarifaires, répartis sur les réseaux de transport entre, d’une part, le réseau principal, et, d’autre part, le réseau régional. Ces termes sont payés à 100 % à la capacité. 

Le réseau principal

Le réseau principal est composé des éléments du réseau qui relient les points d’interconnexion avec les réseaux de transport adjacents, les terminaux méthaniers et les stockages, ainsi que les sorties vers le réseau régional. 

La structure tarifaire du réseau principal repose sur un principe de tarification entrée-sortie par place de marché. Le gaz peut être acheté et/ou vendu directement sur les places de marché ou les PEG ; dans ce cas, l’utilisateur s’acquitte des termes tarifaires spécifiques au PEG. Les utilisateurs peuvent également faire entrer le gaz en France au moyen d’interconnexions par canalisations ou par des terminaux méthaniers et s’acquittent pour cela des termes d’entrée sur ces points. Le gaz sort du réseau principal à différents points selon sa destination, sur lesquels sont appliqués des termes de sortie.

Le réseau régional

Il est composé des éléments du réseau qui acheminent le gaz depuis le réseau principal jusqu’aux clients finals directement raccordés au réseau de transport ou jusqu’aux réseaux de distribution. L’alimentation de chaque point de livraison nécessite la souscription de capacités d’acheminement et de capacités de livraison. 

La tarification de l’acheminement sur le réseau régional dépend de la capacité d’acheminement souscrite, du tarif unitaire d’acheminement sur le réseau régional multiplié par un niveau de tarif régional (NTR), propre à chaque point de livraison, et de la capacité de livraison souscrite.

Le cadre de régulation 

Le tarif ATRT6 présente plusieurs avantages :

  • il offre aux parties prenantes de la visibilité sur l’évolution du tarif entre 2017 et 2021 ;
  • il incite les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) à améliorer leur efficacité tant pour la maîtrise de leurs coûts que pour la qualité du service rendu aux utilisateurs de leurs réseaux ;
  • il 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.

De plus, il apporte des évolutions importantes à la structure du tarif, en vue principalement de préparer : 

  • la création d’une place de marché unique en France prévue en novembre 2018 ;
  • et l’application du code de réseau sur l’harmonisation des structures tarifaires pour le transport de gaz dans l'Union européenne (code de réseau Tarif). 

Les tarifs d'accès des tiers aux réseaux de distribution (ATRD5)

Les principes généraux

Les tarifs ATRD sont péréqués à l’intérieur de la zone de desserte de chaque opérateur (L.452-1-1 du code de l’énergie) sauf pour les nouvelles zones de desserte concédées en application de l’article L.432-6 du code de l’énergie. Ainsi, il existe :

  • 11 tarifs ATRD péréqués :
    • 1 tarif spécifique à GRDF ;
    • 9 tarifs spécifiques pour les ELD (entreprises locales de distribution) ayant présenté des comptes dissociés ;
    • 1 tarif commun pour les 13 ELD ne produisant pas de comptes dissociés ;                   
  • 167 tarifs ATRD non péréqués (au 31 mars 2018).

L’ensemble de ces tarifs dispose d’une structure tarifaire commune. Dans le cadre de l’élaboration des tarifs ATRD5 des ELD, des travaux ont été menés pour rendre les grilles tarifaires des ELD homothétiques à celle de GRDF. Par construction, les tarifs non péréqués possèdent également des grilles tarifaires homothétiques à celle de GRDF.

Les tarifs ATRD péréqués sont conçus pour s’appliquer pour une durée d’environ 4 ans et l’ensemble des tarifs évolue au 1er juillet de chaque année selon des règles prédéfinies. 

Le cadre de régulation

Les tarifs ATRD péréqués en vigueur disposent d’un cadre de régulation incitant les gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) à améliorer leur efficacité, tant pour la maîtrise de leurs coûts que pour la qualité du service rendu aux utilisateurs. Il les protège aussi de certains risques, liés notamment aux aléas climatiques influant sur les quantités de gaz distribuées, et, s’il y a lieu, des conséquences pouvant résulter d’évolutions réglementaires. 

Il est constitué notamment :

  • d’une incitation à la maîtrise des charges d’exploitation et des charges de capital « hors réseaux » : l’opérateur conservera les gains ou les pertes qui pourraient être réalisés par rapport à la trajectoire prévisionnelle ;
  • d’un suivi des coûts unitaires des investissements dans les réseaux pour GRDF et les ELD desservant plus de 100 000 consommateurs ;
  • d’incitations à l’amélioration de la qualité de service, à l’augmentation du nombre de consommateurs raccordés aux réseaux de gaz et à l’effectivité des dépenses de recherche et développement ;
  • d’un CRCP (compte de régularisation des charges et des produits) permettant de corriger, pour certains postes préalablement identifiés, les écarts entre les charges et produits réels et les charges et produits prévisionnels pris en compte pour établir les tarifs ;
  • d’une clause de rendez-vous activable au bout de deux ans d’application du tarif afin d’examiner les conséquences éventuelles des évolutions législatives, réglementaires ou des décisions juridictionnelles ou quasi-juridictionnelles pouvant avoir des effets significatifs sur les charges d’exploitation de l’opérateur sur les deux dernières années du tarif.

Les prestations annexes

En complément de la prestation d’acheminement du gaz naturel, pour lesquels ils sont rémunérés par leur tarif ATRD, les GRD proposent des prestations réalisées à la demande principalement des fournisseurs et des consommateurs finals, et rassemblées, pour chaque GRD, dans un catalogue de prestations. 

En application de l’article L. 452-2 du code de l’énergie, la CRE fixe les tarifs des prestations annexes réalisées sous le monopole des gestionnaires de réseaux, telles que les mises en service, les relèves spéciales ou les raccordements.

Le tarif d'accès des tiers aux stockages (ATS1)    

Les principes généraux

La loi n°2017-1839 du 30 décembre 2017 mettant fin à la recherche ainsi qu'à l'exploitation des hydrocarbures et portant diverses dispositions relatives à l'énergie et à l'environnement, dite Loi Hydrocarbures, prévoit que le revenu des opérateurs de stockage est régulé à partir du 1er janvier 2018. 

En vigueur depuis le 1er janvier 2018, le tarif ATS1 s’appliquera pour une durée d’environ deux ans correspondant aux années civiles 2018 et 2019 et sera mis à jour annuellement afin d’apurer le solde du CRCP (compte de régularisation des charges et des produits).

Consulter la loi Hydrocarbures

Fixé dans la programmation pluriannuelle de l’énergie, le périmètre des installations de stockages régulées prend en compte l’ensemble des sites de stockage français. Le tarif prévoit une clause de rendez-vous en cas de modification de ce périmètre.

Les capacités de stockage sont commercialisées aux enchères selon un calendrier de commercialisation et des prix de réserves, fixées par la CRE dans sa délibération du 22 février 2018.

Une fois les enchères de commercialisation des capacités de stockage achevées, la CRE fixe, avant le 1er avril de chaque année pour chacun des trois opérateurs de stockage (Teréga, Storengy et Géométhane), une compensation correspondant à la différence entre le revenu autorisé  des opérateurs, fixé par la CRE, et les prévisions de recettes perçues directement par les opérateurs de stockage pour l’année concernée. 

Un terme tarifaire dédié intégré au tarif ATRT permet aux opérateurs de stockage de recouvrer cette compensation. Ce terme tarifaire correspond au rapport entre le montant de la compensation France à percevoir par les opérateurs de stockage et l’assiette de perception de la compensation. La valeur de l’assiette de compensation correspond à la somme, à la maille France, de la modulation hivernale des clients, raccordés au réseau de distribution de gaz, de chaque expéditeur ayant souscrit des capacités fermes de livraison aux PITD.

Consulter la délibération de la CRE du 22 février 2018 portant décision relative aux modalités de commercialisation des capacités de stockage dans le cadre de mise en œuvre de l’accès régulé des tiers aux stockages souterrains de gaz naturel en France

Le cadre de régulation 

Pour ce premier exercice, la CRE a retenu un cadre tarifaire simplifié où les écarts entre le prévisionnel et le réalisé pour l’ensemble des charges et recettes sont régularisés a posteriori. Ce mécanisme garantit un niveau tarifaire in fine strictement égal aux dépenses et recettes réelles de l’opérateur.

La CRE introduit également un mécanisme incitant les opérateurs de stockage à maximiser les souscriptions de capacités et le revenu issu des enchères.

Le tarif d'accès des tiers aux terminaux méthaniers (ATTM5)

Les tarifs ATTM5 s’appliquent depuis le 1er avril 2017. 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.

Bien que la structure tarifaire soit commune à tous les terminaux régulés, le niveau des différents termes est spécifique à chacun. Le tarif d’utilisation des terminaux comprend 7 termes tarifaires applicables pour les opérations de déchargement et de rechargement, et pour les services annexes.

 

Les règles tarifaires en vigueur

ATRT

ATRD

ATS

ATTM