L’essentiel
1. Cadre législatif, compétences de la CRE et péréquation tarifaire des réseaux de gaz naturel
1.1. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) fonde sa compétence tarifaire sur les articles L. 134-2, L. 452-1-1, L. 452-2 et L. 452-3 du code de l’énergie. L’article L. 134-2, 4° lui confie la définition des conditions d’utilisation des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel, y compris la méthodologie d’établissement des tarifs et leurs évolutions tarifaires. Les articles L. 452-1-1 à L. 452-3 encadrent la fixation des tarifs d’utilisation des réseaux de gaz naturel, qui doivent être établis de manière transparente et non discriminatoire et couvrir l’ensemble des coûts d’un gestionnaire de réseau efficace, en tenant compte des missions de service public et des obligations légales et réglementaires.
1.2. L’article L. 452-1-1 impose que les coûts pris en compte reflètent les caractéristiques du service rendu et les coûts liés à ce service, y compris ceux résultant des contrats mentionnés à l’article L. 121-46. L’article L. 452-2 confie à la CRE la fixation des méthodes utilisées pour établir les tarifs, tandis que l’article L. 452-3 l’autorise à décider des modifications de niveau et de structure des tarifs au vu de la comptabilité des opérateurs et de l’évolution prévisible des charges de fonctionnement et d’investissement. La CRE peut prévoir un encadrement pluriannuel des tarifs et des mesures incitatives pour améliorer la qualité du service, l’intégration du marché intérieur du gaz, la sécurité d’approvisionnement et les efforts de productivité, après consultation des acteurs du marché de l’énergie.
1.3. La loi de finances pour 2026 modifie profondément le cadre en introduisant une péréquation tarifaire pour les tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel autres que ceux concédés en application de l’article L. 432-6 du code de l’énergie. L’article L. 452-1-3 dispose désormais que ces tarifs « font l’objet d’une péréquation ». À compter du 1er juillet 2026, le tarif appliqué sur les concessions péréquées des entreprises locales de distribution (ELD) ne résulte plus de l’application du coefficient NIV à la grille de GRDF, mais d’une grille nationale commune à tous les gestionnaires de réseaux publics de distribution de gaz naturel exploitant des concessions historiques. Cette évolution ne modifie pas le niveau de charges à couvrir ni le cadre de régulation incitative retenus pour la période 2026-2029, mais elle transforme la logique de construction des tarifs péréqués.
1.4. La même loi prévoit que les charges supportées par les gestionnaires de réseaux publics de distribution de gaz pour réaliser les missions prévues notamment aux articles L. 432-8 à L. 432-15 sont réparties entre ces gestionnaires, dans la mesure où elles correspondent à celles d’un gestionnaire de réseaux efficace. En cas d’écart entre les coûts à couvrir (au sens de l’article L. 452-1-1) et les recettes tarifaires d’un gestionnaire, la CRE détermine les méthodes de calcul et les montants à percevoir ou à verser au titre de la péréquation, en tenant compte des particularités comptables des opérateurs. La CRE a donc engagé une consultation des acteurs de marché sur les conditions de mise en œuvre de cette péréquation, notamment sur les modalités de perception des dotations par les ELD de gaz, le niveau de la grille tarifaire nationale, les dotations prévisionnelles et les modalités de calcul et de versement des dotations.
1.5. Cette délibération s’inscrit dans le cadre de la programmation pluriannuelle de l’énergie (PPE) et de la Stratégie nationale bas-carbone (SNBC), qui prévoient une diminution importante de la consommation de gaz et une hausse de la production de biométhane. La CRE n’a pas reçu d’orientations de politique énergétique spécifiques pour les ELD de la part des ministres chargés de l’économie et de l’énergie, mais elle a pris en compte les orientations transmises en novembre 2023 pour le tarif ATRD7 de GRDF dans l’élaboration du tarif ATRD7 des ELD.
2. Typologie des gestionnaires de réseaux de distribution de gaz naturel et périmètre des ELD
2.1. Le paysage français de la distribution de gaz naturel compte 24 gestionnaires de réseau de distribution (GRD). GRDF représente environ 96 % des quantités de gaz naturel distribuées et dessert la majorité du territoire. À côté de GRDF, 23 autres GRD de plus petite taille opèrent, dont des entreprises locales de distribution (ELD) historiques et des nouveaux entrants comme Antargaz, la SICAE de la Somme et du Cambraisis et Séolis, dont l’activité d’origine est la distribution de gaz propane et butane ou la distribution d’électricité.
2.2. Parmi ces GRD, 20 ELD de gaz disposent d’un tarif péréqué, représentant près de 500 000 clients et environ 4 % de la consommation de gaz nationale. Les tarifs ATRD6 des ELD, entrés en vigueur le 1er juillet 2022, distinguaient neuf ELD à tarif spécifique – Régaz-Bordeaux, R-GDS, GreenAlp, Vialis, Gedia, Barr Energies, Sorégies, Caléo, Trois-Frontières Distribution Gaz – et onze ELD au tarif commun. Ces tarifs étaient conçus pour une durée d’environ quatre ans.
2.3. La présente délibération se concentre sur les 9 ELD disposant de comptes dissociés et d’un tarif spécifique. Elle fixe pour la période 2026-2029 leur revenu autorisé prévisionnel, le nombre de points de livraison (PDL) et les volumes de gaz acheminés prévisionnels, ainsi que le cadre de régulation applicable, désigné comme tarif ATRD7 des ELD. Les ELD au tarif commun, qui desservent environ 30 000 PDL, seront traitées dans le cadre des travaux spécifiques de mise en œuvre de la péréquation tarifaire.
2.4. Le tableau de typologie rappelle la diversité des points de livraison en 2024 : Régaz-Bordeaux (224 064 PDL), R-GDS (102 289), GreenAlp (36 196), Vialis (29 460), Gedia (12 675), Barr Energies (12 473), Caléo (10 746), Sorégies (8 365), Trois Frontières Distribution Gaz (7 774), ainsi que d’autres régies (par exemple Energis – Régie de Saint-Avold, Énergies Services Occitans – Régie de Carmaux, Gascogne Energies Services, Énergies Services Lannemezan, Régie Municipale Gaz et Electricité de Bonneville, Gazélec de Péronne, Régies Municipales de Bazas, La Réole, Sallanches, Énergies Services Lavaur, Synelva). Cette hétérogénéité de taille et de contexte local justifie un cadre de régulation adapté à la taille et aux enjeux des ELD.
2.5. À côté des tarifs péréqués, on dénombre au 1er juillet 2025 392 tarifs non péréqués desservant des zones de desserte créées après 2008, visées à l’article L. 432-6. Ces tarifs sont régis par la délibération n° 2018-028 de la CRE. La présente décision ne porte pas sur ces tarifs non péréqués, mais sur le revenu autorisé prévisionnel et le cadre de régulation des 9 ELD à tarifs spécifiques pour la période 2026-2029.
3. Processus d’élaboration du tarif ATRD7 des ELD et transparence
3.1. La CRE a organisé une consultation publique sur le prochain tarif ATRD7 du 9 octobre au 17 novembre 2025, qui a recueilli 16 réponses. Les réponses non confidentielles sont publiées sur le site de la CRE. En parallèle, la CRE a auditionné les ELD et leur syndicat professionnel Gaz & Territoires à deux reprises. Ce processus illustre la volonté de transparence et de consultation des parties prenantes prévue par l’article L. 452-3.
3.2. La décision repose sur les plans d’affaires transmis par les ELD, complétés par des échanges directs, des analyses internes de la CRE, des rapports d’auditeurs externes et les avis exprimés lors de la consultation publique et des auditions. La CRE publie, en complément de la délibération, l’audit externe de la demande de charges d’exploitation des ELD pour 2026-2029 et les réponses non confidentielles à la consultation. Le Conseil supérieur de l’énergie a rendu son avis le 26 mars 2026.
3.3. La CRE souligne que le cadre tarifaire ATRD6 a protégé les gestionnaires de réseaux de la crise sanitaire et de la crise des prix de l’énergie, tout en limitant l’impact sur les factures des clients. Toutefois, le plafonnement des évolutions annuelles a conduit à reporter un déficit important de recettes tarifaires sur la période 2026-2029 via le compte de régularisation des charges et des produits (CRCP). Ce mécanisme de CRCP est au cœur de l’analyse des revenus autorisés et de la maîtrise des coûts.
4. Principaux enjeux du tarif ATRD7 des ELD (2026-2029)
4.1. Pour la période 2026-2029, la CRE identifie plusieurs enjeux majeurs pour les réseaux de distribution de gaz des ELD. Le premier est la maîtrise à long terme des coûts d’acheminement dans un contexte de baisse durable de la consommation de gaz et du nombre de consommateurs. En 2022 et 2023, les volumes acheminés ont diminué sous l’effet des prix élevés, des efforts de sobriété et de la bascule vers d’autres énergies. En 2024 et 2025, la plupart des ELD constatent une poursuite de l’érosion du parc et, dans une moindre mesure, des consommations, alors que les coûts de réseau restent en grande partie fixes et marqués par de nouvelles exigences réglementaires et par l’intégration des gaz renouvelables.
4.2. Un second enjeu est la mise en œuvre du règlement européen relatif à la réduction des émissions de méthane dans le secteur de l’énergie, qui renchérit les charges d’exploitation en augmentant la fréquence des détections et en imposant des actions de réduction des fuites de méthane. La CRE intègre ces coûts dans les charges nettes d’exploitation tout en cherchant à maîtriser les trajectoires de dépenses.
4.3. La période tarifaire précédente se termine avec un CRCP élevé chez de nombreux opérateurs, en lien avec la baisse des consommations et donc des recettes tarifaires sur 2022-2024, notamment du fait de la crise des prix de l’énergie. Ce CRCP est reporté sur la période 2026-2029, créant un effet de rattrapage sur les revenus autorisés. Par ailleurs, 7 ELD vont réaliser ou achever la phase de déploiement massif des compteurs évolués entre 2026 et 2029, ce qui implique des investissements et des charges de capital spécifiques.
4.4. Deux ELD majeures, Régaz-Bordeaux et R-GDS, vont mettre en œuvre un portail aiguilleur pour les flux SI des fournisseurs, afin de simplifier les processus SI et de favoriser le développement de la concurrence, jugée insuffisante dans les territoires des ELD. La CRE introduit une incitation financière spécifique sur le budget et la mise en œuvre de ce projet.
4.5. Les réseaux de distribution de gaz doivent continuer à garantir un niveau de sécurité élevé pour les biens et les personnes, tout en s’adaptant à la transition énergétique et à l’essor du biométhane. Le cadre de régulation doit donc être adapté à la taille et aux enjeux spécifiques des ELD, en combinant maîtrise des charges d’exploitation, priorisation des investissements et incitations à la qualité de service.
5. Détermination du revenu autorisé et maîtrise des charges
5.1. Le revenu autorisé prévisionnel (RA) des ELD pour 2026-2029 est défini comme la somme des charges nettes d’exploitation (CNE), des charges de capital normatives (CCN) et de l’apurement du solde du CRCP : RA = CNE + CCN + CRCP. Les charges nettes d’exploitation correspondent aux charges brutes d’exploitation (consommations externes, charges de personnel, charges de statut et œuvres sociales, impôts et taxes) diminuées des produits d’exploitation (production immobilisée, recettes extratarifaires, etc.). Les charges de capital normatives comprennent la rémunération et l’amortissement de la base d’actifs régulés (BAR), calculée sur la valeur nette réévaluée des actifs immobilisés, nette des subventions et participations de tiers.
5.2. Les ELD, à l’exception de GreenAlp, ont transmis des demandes d’évolution de leurs revenus autorisés en forte hausse pour 2026-2029, invoquant des obligations croissantes en matière de maintenance et de sécurité, notamment sur les systèmes d’information et le maintien en conditions opérationnelles du réseau dans un contexte de nouvelles obligations réglementaires. Elles intègrent également la baisse du nombre de clients raccordés et des quantités distribuées, ainsi que le report de recettes manquantes lié à une baisse des consommations plus marquée qu’anticipé.
5.3. Si la CRE avait retenu les demandes initiales, la hausse des charges à couvrir aurait été très importante alors que la consommation de gaz et le nombre de clients raccordés sont orientés durablement à la baisse. La CRE a donc limité la hausse des charges nettes d’exploitation, tout en laissant aux ELD des marges de manœuvre financières pour maintenir un niveau de sécurité élevé et contribuer à la transition énergétique. Les trajectoires retenues prévoient des ressources en hausse pour la mise à niveau des systèmes d’information, la réduction des émissions de méthane et le maintien en conditions opérationnelles du réseau, mais ajustent à la baisse les charges liées à la promotion du gaz. La trajectoire de charges nettes d’exploitation est définie comme une enveloppe globale que chaque ELD peut répartir selon ses choix de gestion.
5.4. Pour les charges de capital, la CRE n’a globalement pas modifié les trajectoires d’investissements demandées par les ELD. Elle retient un coût moyen pondéré du capital (CMPC) de 4,0 % réel avant impôts, soit 5,3 % nominal avant impôts, en reproduisant les évolutions mises en œuvre pour la rémunération de GRDF sur la période ATRD7. Le taux de rémunération est pondéré au prorata de la part des actifs historiques et des nouveaux actifs mis en service sur la période, en tenant compte de données économiques récentes. Pour les actifs mis en service à partir du 1er juillet 2026, la BAR n’est plus indexée sur l’inflation et se voit appliquer un CMPC nominal. La CRE rejette la demande d’une prime « petit opérateur » sur le taux de rémunération pour 2026-2029.
5.5. La CRE retient également le solde estimé du CRCP de la période 2022-2025, reporté sur 2026-2029, et les projections de nombre de consommateurs et de quantités de gaz distribuées présentées par les opérateurs. Pour les 9 ELD, le nombre de consommateurs diminue en moyenne de 3,1 % sur 2026-2029, tandis que les volumes acheminés décroissent de 8,7 %. La hausse du revenu autorisé demandé résulte principalement du report d’un CRCP non apuré sur la période ATRD6, phénomène commun aux ELD et à GRDF.
6. Évolution des revenus autorisés des ELD et effets de rattrapage
6.1. Les demandes initiales des ELD faisaient apparaître des hausses de revenu autorisé moyen annuel significatives entre 2022-2024 et 2026-2029 : +24,3 % pour Régaz-Bordeaux (de 64 898 k€/an à 80 686 k€/an), +29,9 % pour R-GDS (de 43 435 à 56 426 k€/an), +21,0 % pour GreenAlp, +24,1 % pour Vialis, +28,2 % pour Gedia, +23,4 % pour Barr Energies, +50,7 % pour Caléo, +32,0 % pour Sorégies et +39,6 % pour Trois Frontières Distribution Gaz. Ces hausses s’inscrivent dans un contexte de baisse des PDL et de volumes distribués.
6.2. Après analyse et échanges complémentaires, la CRE retient des revenus autorisés prévisionnels moyens annuels plus modérés, mais en forte hausse par rapport au réalisé 2022-2024 : Régaz-Bordeaux 76 515 k€/an (+17,9 %), R-GDS 53 259 k€/an (+22,6 %), GreenAlp 14 787 k€/an (+11,9 %), Vialis 12 454 k€/an (+19,0 %), Gedia 7 168 k€/an (+19,8 %), Barr Energies 6 869 k€/an (+13,7 %), Caléo 4 691 k€/an (+43,0 %), Sorégies 4 592 k€/an (+28,9 %), Trois Frontières Distribution Gaz 4 044 k€/an (+30,3 %). Ces niveaux reflètent à la fois les besoins d’investissement, les coûts réglementaires et l’apurement du CRCP.
6.3. La CRE insiste sur le fait que ces revenus autorisés ne constituent pas les montants des compensations pour les ELD et ne préjugent pas du niveau du tarif applicable au 1er juillet 2026. Avec l’entrée en vigueur de la péréquation nationale, une seule grille tarifaire s’appliquera à GRDF et aux ELD. La CRE a consulté les acteurs pour fixer le niveau de cette grille, les modalités de compensation entre gestionnaires de réseaux, les modalités d’évolution annuelle et le traitement des ELD au tarif commun.
6.4. Le décalage temporel entre l’entrée en vigueur du tarif ATRD7 de GRDF et celui des ELD explique que les effets de la crise des prix de l’énergie (coût des pertes, baisse de consommation) aient été répercutés sur le tarif de GRDF dès 2024, alors que les tarifs des ELD sont restés relativement stables en raison de la formule d’évolution annuelle et du plafonnement de l’apurement du CRCP. Les hausses de revenus autorisés sur 2026-2029 traduisent donc un effet de rattrapage concentré sur la nouvelle période tarifaire.
7. Régulation des investissements, de la BAR et des coûts échoués
7.1. La base d’actifs régulés (BAR) est au cœur des charges de capital normatives. Elle représente la somme des actifs corporels et incorporels immobilisés à l’actif de l’opérateur, évaluée au 1er janvier de chaque année. La BAR augmente lors de la mise en service d’un actif et diminue avec son amortissement, sa mise au rebut ou sa cession. La rémunération de la BAR est calculée comme BAR × CMPC, à laquelle s’ajoute l’amortissement annuel.
7.2. La CRE met fin, pour les nouveaux actifs entrant dans la BAR à partir du 1er juillet 2026, à l’indexation sur l’inflation. Ces actifs sont comptabilisés à leur valeur nette comptable et rémunérés à un CMPC nominal incluant l’inflation. Pour les actifs historiques (entrés dans la BAR jusqu’au 1er juillet 2025), la méthode ATRD6 est reconduite : valorisation des actifs antérieurs à 2003 par indexation des coûts historiques sur l’indice des prix « PIB marchand », intégration des actifs postérieurs à 2003 à leur valeur brute, puis réévaluation annuelle à l’aide de l’indice des prix à la consommation hors tabac. Cette dualité de traitement reflète la volonté de limiter les risques de coûts échoués pour les futurs utilisateurs du réseau.
7.3. Les durées de vie normatives des principales catégories d’actifs sont fixées à 50 à 30 ans pour les canalisations et branchements, 40 ans pour les postes de livraison, détente et comptage, 20 ans pour la compression, 10 ans pour les installations annexes et 30 ans pour les constructions. Les terrains sont pris en compte à leur valeur historique réévaluée non amortie. Les dates conventionnelles d’entrée et de sortie des actifs dans l’inventaire sont fixées au 1er juillet et au 30 juin.
7.4. La CRE maintient le cadre de traitement des coûts échoués défini sous ATRD6. Sont considérés comme tels la valeur nette comptable des actifs retirés avant la fin de leur durée de vie économique et les charges d’études techniques non immobilisables si les projets ne se réalisent pas. Les coûts échoués récurrents ou prévisibles font l’objet d’une trajectoire tarifaire sur la base d’une enveloppe annuelle, tandis que les coûts échoués exceptionnels sont examinés au cas par cas sur la base de dossiers argumentés. Les coûts à couvrir sont pris en compte à hauteur de leur valeur comptable nette des produits de cession.
7.5. En cas de cession d’actifs immobiliers ou de terrains, l’actif sort de la BAR et cesse de générer des charges de capital. Si la cession génère une plus-value comptable, 80 % du gain (produit de cession net de la valeur nette comptable) est intégré au CRCP au bénéfice des utilisateurs de réseau, qui ont financé l’actif via le tarif, tandis que 20 % restent à l’opérateur pour maintenir une incitation à optimiser les cessions. Les moins-values font l’objet d’un examen spécifique par la CRE. Ce dispositif est reconduit pour la période 2026-2029.
8. Régulation incitative, qualité de service et innovation
8.1. Le cadre de régulation incitative mis en place sous ATRD6 est jugé globalement satisfaisant. Pour 2026-2029, la CRE le reconduit en l’adaptant aux évolutions du système gazier. Il comprend une régulation incitative des charges d’exploitation et des dépenses d’investissements, une régulation incitative de la qualité de service et de la recherche et développement (R&D), ainsi que la couverture a posteriori de certains écarts via le CRCP.
8.2. Dans un contexte de décroissance de la consommation de gaz, le tarif ATRD7 introduit une enveloppe d’investissements pour chaque ELD, au-delà de laquelle l’opérateur supporte un malus. Cette enveloppe peut être adaptée en cours de période pour tenir compte de la dynamique des raccordements de sites de production de biométhane et des évolutions réglementaires. L’objectif est de renforcer l’incitation à la maîtrise et à la priorisation des investissements, en particulier ceux liés à l’injection de gaz renouvelables.
8.3. La régulation incitative de la qualité de service évolue pour s’aligner sur les priorités des utilisateurs. Les incitations sur les délais d’intervention et le traitement des réclamations sont renforcées afin de mettre fin à la dégradation de certains indicateurs observée sur la période ATRD6. De nouveaux indicateurs et incitations sont introduits pour la qualité de service auprès des producteurs de biométhane, notamment sur le volume de production écrêtée, les délais de réponse aux études détaillées et le nombre de réclamations consécutives au raccordement.
8.4. Le tarif ATRD7 met fin à l’incitation sur le nombre de clients raccordés aux réseaux de distribution de gaz. Les recettes d’acheminement associées au nombre de consommateurs sont désormais couvertes au CRCP, ce qui protège les ELD des effets d’érosion de leur portefeuille de clients et de la baisse des volumes acheminés. Cette évolution est cohérente avec les objectifs de sobriété énergétique et de réduction de la consommation de gaz.
8.5. En matière d’innovation, le tarif ATRD7 introduit une incitation à la mutualisation des charges d’exploitation de R&D. 30 % des budgets de R&D de chaque ELD doivent être consacrés à des projets mutualisés entre au moins trois GRD ou à des projets financés par des tiers à hauteur d’au moins 50 %. Les ELD doivent vérifier que GRDF ne dispose pas déjà de résultats à partager sur des travaux similaires, afin d’éviter les doublons et de favoriser la diffusion des innovations. Une incitation financière spécifique est également prévue pour le projet de portail aiguilleur porté par R-GDS et Régaz-Bordeaux, qui vise à améliorer la performance des systèmes d’information et la qualité de service aux fournisseurs.
9. Qualité de service, comptage évolué et biométhane
9.1. La délibération détaille un ensemble d’indicateurs de qualité de service donnant lieu à incitation financière ou à suivi. Parmi eux figurent le nombre de rendez-vous planifiés non respectés, les taux de mises en service (MES) et de mises hors service (MHS) réalisées dans les délais, le taux de relevés semestriels sur index réels, le taux de disponibilité du portail fournisseur, le taux de changements de fournisseur réalisés dans les délais, le taux de réclamations multiples et le taux de réponse aux réclamations dans les 15 jours calendaires. Ces indicateurs visent à maintenir un niveau de qualité de service satisfaisant et à corriger les dégradations constatées sur ATRD6.
9.2. Des indicateurs spécifiques sont consacrés aux gaz renouvelables et bas carbone, en particulier au biométhane. Ils portent sur les délais de réponse aux études détaillées pour les porteurs de projets, le nombre de réclamations consécutives au raccordement, les volumes de production écrêtée et la qualité des relevés journaliers (JJ) transmis au GRT pour les allocations journalières aux PITD. Ces éléments traduisent la volonté de la CRE de faire des ELD des acteurs actifs de la transition énergétique et de l’intégration des gaz renouvelables.
9.3. Le projet de comptage évolué des ELD fait l’objet d’une régulation incitative dédiée, avec des indicateurs de performance portant sur le taux de publication mensuelle des index aux fournisseurs, le taux d’index cycliques mesurés et le taux d’index cycliques calculés plusieurs fois sur le périmètre des compteurs évolués. Une annexe spécifique traite des délais de déploiement pour le projet de Trois-Frontières Distribution Gaz, avec des pénalités en cas de non-réalisation dans les délais des actions prioritaires. L’objectif est de garantir un haut niveau de performance des systèmes de comptage évolué, indispensable à la facturation, à la gestion des données et à la sobriété énergétique.
9.4. Enfin, la CRE suit des indicateurs relatifs aux émissions de gaz à effet de serre, aux fuites de méthane et aux volumes de pertes rapportés aux quantités distribuées. Ces indicateurs s’inscrivent dans la logique du règlement européen sur la réduction des émissions de méthane et de la SNBC, en renforçant la responsabilité environnementale des ELD et la maîtrise des impacts climatiques de la distribution de gaz.
10. Synthèse : régulation des réseaux de gaz, maîtrise des coûts et intégration du biométhane
10.1. La délibération sur le tarif ATRD7 des ELD pour 2026-2029 illustre une régulation des réseaux de gaz qui cherche à concilier plusieurs objectifs : maîtrise des coûts d’acheminement dans un contexte de baisse de la consommation, sécurisation des investissements nécessaires à la transition énergétique et à l’intégration du biométhane, protection des gestionnaires face aux chocs exogènes via le CRCP, et incitations renforcées à la qualité de service et à l’innovation.
10.2. L’évolution du traitement de la BAR (fin de l’indexation à l’inflation pour les nouveaux actifs, adoption d’un CMPC nominal) et la péréquation tarifaire nationale marquent une adaptation structurelle du cadre aux risques de coûts échoués et aux disparités territoriales. La hausse des revenus autorisés des ELD, largement liée au report du CRCP, est encadrée par une maîtrise des charges nettes d’exploitation et une enveloppe d’investissements incitée.
10.3. En renforçant les incitations sur la qualité de service, en introduisant des indicateurs dédiés au biométhane et en structurant la mutualisation des projets de R&D, la CRE prépare les réseaux de distribution de gaz à un avenir où la consommation de gaz fossile diminue mais où les réseaux restent nécessaires pour l’acheminement des gaz renouvelables et la sécurité d’approvisionnement. Le tarif ATRD7 des ELD apparaît ainsi comme un instrument central de la régulation des réseaux de gaz, de la maîtrise des coûts, de la gestion des investissements et de l’intégration du biométhane dans le système énergétique français.
Droit des transports
Approfondir ce sujet :