1.1. La régulation tarifaire des réseaux publics de distribution de gaz naturel pour la période 2026‑2029 repose sur un ensemble cohérent de mécanismes visant à encadrer les revenus autorisés des entreprises locales de distribution (ELD), à sécuriser leur équilibre économique et à accompagner la transition énergétique. Le dispositif s’articule autour du compte de régularisation des charges et des produits (CRCP), de la péréquation nationale des tarifs de distribution de gaz naturel, d’un calendrier tarifaire pluriannuel (ATRD7), et de plusieurs régulations incitatives portant sur les charges d’exploitation, les investissements, la qualité de service et l’innovation.
1.2. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) fixe le niveau des revenus autorisés prévisionnels pour 2026‑2029 à partir d’hypothèses sur les charges et recettes des ELD. Les écarts entre prévisions et réalisations sont, pour certains postes, pris en compte via le CRCP, qui constitue un mécanisme central de neutralisation des aléas et d’intégration des incitations financières (bonus/malus) issues des différents dispositifs de régulation incitative.
2.1. Le CRCP est un mécanisme de régularisation a posteriori qui vise à corriger les écarts entre les charges et produits réellement constatés et les charges et produits prévisionnels sur des postes prédéfinis. Il protège les opérateurs contre la variation de certains postes de coûts ou de recettes, tout en permettant à la CRE de maintenir des signaux d’incitation sur les postes jugés prévisibles et maîtrisables.
2.2. Pendant la période ATRD6, le solde du CRCP est calculé au dernier jour de chaque année et apuré du 1er juillet de l’année N au 30 juin de l’année N+1, dans la limite d’une évolution tarifaire annuelle associée à cet apurement de +/– 3 %. En cas d’atteinte de ce seuil, le solde non apuré est reporté à l’année suivante. Ce plafonnement limite la volatilité tarifaire tout en assurant un apurement progressif des écarts.
2.3. Afin d’assurer la neutralité financière du dispositif, un taux d’intérêt égal au taux sans risque pris en compte dans le calcul du CMPC s’applique au solde du CRCP (1,7 % dans le tarif ATRD6 des ELD). En TURPE7, ATRD7, ATRT8 et ATS3, la CRE a fait évoluer le taux de référence vers le taux sans risque court terme. Pour le tarif ATRD7 des ELD, le CRCP est ainsi actualisé chaque année au taux de 3,8 %, ce qui reflète une mise à jour des conditions financières de marché.
2.4. Le solde global du CRCP est calculé après la clôture définitive des comptes annuels de chaque ELD. Il correspond au montant à verser ou à déduire au titre de l’année écoulée (année N–1), auquel s’ajoute le solde non apuré des années antérieures. Le montant annuel est déterminé en fonction de l’écart entre le réalisé et les montants de référence définis en annexe, en appliquant un taux de couverture propre à chaque poste.
2.5. Les données comptables des ELD servent de base pour les charges et produits réalisés pris en compte via le CRCP, sous réserve de contrôles sur le caractère efficace et prudent des charges engagées. Les résultats des audits menés par la CRE sont intégrés dans le CRCP, de même que les primes ou pénalités issues des mécanismes de régulation incitative (investissements, qualité de service, R&D et innovation).
2.6. Le solde prévisionnel du CRCP au 1er janvier 2026 (ou 1er octobre 2025 pour certaines ELD) est pris en compte dans l’élaboration des revenus autorisés prévisionnels pour 2026‑2029 et apuré sur les quatre ans du tarif. Les montants de référence et taux de couverture correspondants sont définis dans les délibérations antérieures relatives au tarif ATRD6 des ELD.
2.7. L’entrée en vigueur de la péréquation des tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel au 1er juillet 2026 modifie la logique d’apurement du CRCP. La CRE indique que les modalités de couverture des écarts sur les postes de charges et recettes non incités seront précisées dans une délibération ultérieure fixant le cadre de mise en œuvre du mécanisme de péréquation nationale des tarifs ATRD des gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) de gaz.
3.1. La CRE distingue les postes selon deux critères : la prévisibilité (capacité à anticiper le niveau de coûts/recettes sur la période tarifaire) et la maîtrise (capacité de l’opérateur à contrôler ou négocier le niveau de dépenses/recettes). L’intégration au CRCP n’est pas binaire (0 % ou 100 %) : certains postes font l’objet d’une incitation partielle, afin de partager le risque entre opérateurs et consommateurs.
3.2. Pour la période ATRD7 des ELD, la CRE fait évoluer le périmètre du CRCP, notamment pour tenir compte de la transition énergétique et du développement du biométhane et des gaz renouvelables et bas carbone. Elle décide de couvrir la totalité des recettes tarifaires, y compris celles liées aux termes d’abonnement, afin de ne plus inciter les ELD à augmenter le nombre de clients raccordés dans un contexte de baisse structurelle de la consommation de gaz fossile.
3.3. Les recettes extratarifaires issues des prestations annexes relatives à l’injection de gaz renouvelables et bas carbone et les charges d’exploitation associées sont couvertes à 100 % au CRCP. Cette évolution, alignée sur le cadre ATRD7 de GRDF mais plus symétrique, corrige une asymétrie d’incitation : en cas de moindre développement du biométhane, les ELD sont couvertes des recettes non perçues et doivent restituer les charges non engagées.
3.4. Les charges d’avantage en nature énergie (ANE) sont couvertes à 80 % au CRCP. Ce traitement protège les GRD contre la volatilité des prix de l’énergie, qu’ils ne maîtrisent pas, tout en conservant une incitation à la maîtrise des volumes consommés.
3.5. Les charges d’exploitation liées au portail commun sont couvertes au CRCP, tandis qu’une régulation incitative dédiée est mise en place sur les coûts à terminaison du projet. L’incitation est calculée au moment de la mise en service du portail commun, ce qui vise à encadrer les coûts de ce projet structurant pour l’accès au réseau.
3.6. La CRE refuse d’étendre la couverture à l’intégralité des coûts échoués et maintient le cadre existant : couverture tarifaire des coûts échoués récurrents et prévisibles, et couverture au CRCP au cas par cas pour les coûts échoués non récurrents et imprévisibles, y compris pour l’abandon des réseaux. Ce traitement permet de gérer les volumes récurrents d’actifs décommissionnés tout en traitant les situations particulières.
3.7. S’agissant des charges d’exploitation liées à l’application du règlement européen sur la réduction des émissions de méthane, la CRE maintient une logique d’incitation des charges d’exploitation et de couverture au réel des charges de capital associées aux investissements, en cohérence avec le cadre retenu pour les GRT de gaz et GRDF.
3.8. Les postes de charges couverts au CRCP pour le tarif ATRD7 des ELD incluent notamment : les charges de capital (100 %), les charges relatives à la gestion des clients en contrat unique (100 %), les impayés sur la part acheminement (100 %), les charges des projets de comptage évolué (sous réserve d’approbation ministérielle), les pertes et différences diverses (100 %), les coûts échoués approuvés (100 %), le reversement aux GRT au titre du timbre d’injection de gaz renouvelables et bas carbone (100 %), les charges ANE (80 %) et les charges d’exploitation liées à l’injection de gaz renouvelable et bas carbone (100 %).
3.9. Les postes de recettes couverts au CRCP comprennent : les revenus tarifaires des ELD (100 %), les pénalités pour dépassement de capacités souscrites pour les options T4 et TP (reversées à 100 % pour assurer la neutralité financière), les revenus de participations de tiers et des prestations récurrentes (dont locations de compteur et prestations annexes liées à l’injection de gaz renouvelable et bas carbone), ainsi que les recettes extratarifaires issues des prestations annexes en cas d’évolution des tarifs en cours de période. Les plus-values de cession d’actifs immobiliers ou de terrains sont prises en compte à 80 % au CRCP.
3.10. Enfin, les bonus et pénalités issus des mécanismes de régulation incitative des investissements, de la qualité de service et de la R&D et de l’innovation transitent par le CRCP, ce qui en fait un outil de centralisation des ajustements économiques liés à la performance des ELD.
4.1. Le tarif ATRD6 a été fixé pour une durée d’environ quatre ans. La CRE considère qu’une période tarifaire de cette durée offre une visibilité suffisante sur l’évolution des tarifs d’infrastructures et laisse aux opérateurs le temps nécessaire pour mettre en œuvre des efforts de productivité.
4.2. Les tarifs ATRD7 des ELD, définis pour la période 2026‑2029, s’appliqueront à compter du 1er juillet 2026 pour une durée d’environ quatre ans. Ils visent à couvrir les charges des exercices comptables 2026 à 2029. Les paramètres d’évolution annuelle des grilles tarifaires seront précisés dans une délibération relative aux modalités de mise en œuvre de la péréquation tarifaire.
4.3. Le dispositif prévoit une clause de rendez-vous pour le tarif ATRD7 des ELD, activable par les ELD au bout de deux ans. En cas de nouvelles dispositions législatives ou réglementaires, ou de décisions juridictionnelles ou quasi‑juridictionnelles, un réexamen de la trajectoire tarifaire pour 2028 et 2029 peut être engagé si les charges nettes d’exploitation retenues dans le tarif sont modifiées d’au moins 1 %.
4.4. Depuis le 1er juillet 2018 (ATRD5 des ELD), la CRE fait évoluer la structure des grilles tarifaires des ELD pour les rendre homothétiques à celle de GRDF, afin de faciliter l’accès des fournisseurs au marché sur les zones de desserte des ELD. La grille tarifaire d’une ELD est obtenue en appliquant un coefficient de niveau (NIV) unique à la grille de GRDF (hors terme Rf), ce qui simplifie le développement d’offres de marché pour les consommateurs raccordés aux réseaux des ELD.
4.5. En période ATRD6, le coefficient NIV de chaque ELD à tarif spécifique évolue chaque année selon une formule combinant l’évolution du tarif péréqué de GRDF, l’inflation prévisionnelle (ICPN), le facteur X (évolution annuelle fixée par la CRE) et le facteur KN (évolution liée à l’apurement du CRCP, compris entre +3 % et –3 % depuis le 1er juillet 2024). Pour les ELD au tarif commun, le coefficient NIV appliqué à la grille de GRDF correspond à la moyenne des coefficients NIV des ELD à tarif spécifique.
4.6. Le terme Rf est identique pour l’ensemble des ELD et pour GRDF, et évolue suivant l’inflation, conformément à la délibération de la CRE du 26 octobre 2017. À compter du 1er juillet 2026, les grilles tarifaires applicables deviennent nationales. Pour 2026, la CRE prévoit une mise à jour des grilles pour intégrer les évolutions législatives liées à l’introduction de la péréquation nationale avant son entrée en vigueur.
4.7. Dans sa consultation publique, la CRE a envisagé une simplification des modalités d’évolution annuelle, notamment via l’application directe de l’évolution tarifaire du tarif ATRD7 de GRDF aux ELD à partir du 1er juillet 2027, ou via le maintien d’une formule « IPC + X + k » avec un k commun aligné sur celui de GRDF. La majorité des répondants s’est montrée défavorable, invoquant l’absence de simplification pour les fournisseurs et consommateurs, et le risque de volatilité tarifaire accrue.
4.8. Les ELD ont proposé de soumettre annuellement un facteur k estimatif à la CRE, qui pourrait l’auditer ou, à défaut, appliquer le k de GRDF. La CRE a rejeté cette proposition, la jugeant contraire à l’objectif de simplification et potentiellement génératrice d’asymétrie de traitement entre ELD.
4.9. Avec la mise en œuvre de la péréquation des tarifs d’utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel à compter du 1er juillet 2026, la question des modalités d’évolution annuelle spécifiques aux ELD devient sans objet. La CRE précisera ultérieurement les modalités d’évolution de la grille nationale dans le cadre du mécanisme de péréquation.
5.1. Historiquement, les décisions tarifaires successives ont fait du tarif spécifique le modèle général, et du tarif commun une alternative par défaut pour les ELD ne disposant pas de comptes dissociés suffisamment robustes. La CRE rappelle que les ELD bénéficiant d’un tarif commun doivent néanmoins assurer un dialogue de gestion régulier avec la CRE, avec des niveaux de qualité et de délais comparables à ceux des autres GRD.
5.2. La péréquation nationale des tarifs d’utilisation des réseaux de distribution de gaz de GRDF et des ELD repose sur l’application d’une grille nationale commune à tous les GRD exploitant des concessions historiques. Dans ce contexte, les modalités de détermination des coûts entre ELD à tarif spécifique et ELD à tarif commun sont amenées à évoluer.
5.3. Pour la période 2026‑2029, la CRE fixe un revenu autorisé individuel pour les ELD qui bénéficiaient d’un tarif spécifique, et précise, dans le cadre de la consultation sur la péréquation tarifaire, les modalités de détermination des charges à couvrir pour les ELD qui relevaient jusqu’alors d’un tarif commun.
5.4. La CRE avait envisagé d’appliquer, à compter de la période ATRD8, les modalités de tarif commun aux ELD desservant moins de 15 000 points de livraison (PDL) en 2024, afin de réduire la complexité des travaux tarifaires pour des structures de petite taille. Plusieurs GRD se sont opposés à cette proposition, estimant qu’elle ne permettrait plus de couvrir leurs coûts, les plus grandes ELD bénéficiant d’effets d’échelle inaccessibles aux plus petites.
5.5. Certains acteurs considèrent le tarif commun comme un cadre dérogatoire reposant sur un accord entre la CRE et l’ELD concernée, et soulignent l’absence de consensus des ELD sur une généralisation de ce régime. Deux répondants favorables à la mesure conditionnent toutefois sa mise en œuvre à une harmonisation effective des conditions d’accès au réseau (données, délais, échanges SI) entre GRDF et les ELD, et à son articulation avec le portail commun.
6.1. Le tarif ATRD6 prévoyait une incitation à 100 % sur les charges nettes d’exploitation, à l’exception de certains postes prédéfinis difficiles à prévoir ou à maîtriser. Le bilan positif des périodes précédentes et les retours favorables de la consultation publique de 2025 conduisent la CRE à reconduire ce principe pour 2026‑2029.
6.2. Ainsi, hors natures de charges et recettes couvertes en tout ou partie au CRCP, les écarts par rapport à la trajectoire fixée pour 2026‑2029 restent à la charge ou au bénéfice de l’opérateur. Ce dispositif incite les ELD à optimiser leurs charges d’exploitation tout en concentrant la couverture au CRCP sur les postes les plus incertains ou peu maîtrisables.
7.1. Pour GRDF, le tarif ATRD5 a introduit un mécanisme de régulation incitative des coûts unitaires d’investissement dans les réseaux, prolongé en ATRD6 et ATRD7. Les ouvrages de réseaux sont regroupés en catégories d’ouvrages à coût unitaire relativement homogène et stable, permettant de comparer les dépenses réalisées à des niveaux de référence.
7.2. Pour les ELD, la CRE a d’abord privilégié un suivi des coûts d’investissements (ATRD4), puis a répliqué le dispositif de coûts unitaires en ATRD5 pour les ELD desservant plus de 100 000 clients (Régaz‑Bordeaux et R‑GDS), sans incitation financière. Ce suivi a été maintenu en ATRD6 et reconduit pour 2026‑2029, malgré un nombre limité d’affaires et des montants d’investissements moyens très variables, qui rendent difficile la définition de niveaux de référence robustes.
7.3. Le tarif ATRD6 des ELD a instauré pour GreenAlp une incitation spécifique à la maîtrise des investissements, sous la forme d’une enveloppe pluriannuelle nette des subventions et hors comptage évolué. Si la somme des investissements sur la période est inférieure à l’enveloppe, aucun bonus/malus n’est appliqué ; en cas de dépassement, un malus de 20 % du dépassement est appliqué via le CRCP, les investissements intégrant néanmoins la BAR à leur valeur réelle.
7.4. Ce mécanisme vise à inciter GreenAlp à maîtriser et prioriser ses investissements, dans un contexte de forte baisse des consommations de gaz sur son périmètre et de hausse des investissements prévisionnels, afin de limiter les hausses tarifaires futures et le risque de coûts échoués.
7.5. Pour 2026‑2029, la CRE décide d’étendre cette incitation à l’ensemble des ELD au tarif spécifique, en excluant du périmètre incité les investissements de comptage évolué, de biométhane et ceux relatifs au portail fournisseurs (qui font l’objet d’un mécanisme dédié). La trajectoire pluriannuelle d’investissements est fixée au niveau des trajectoires d’investissements nets des participations de tiers et subventions demandées par les opérateurs, révisées de l’inflation.
7.6. Plusieurs fournisseurs soutiennent cette extension, considérant qu’elle renforce la maîtrise des trajectoires d’investissements des GRD. Les gestionnaires de réseaux, en revanche, contestent la légitimité de la CRE à contrôler leurs investissements et craignent une pénalisation des collectivités propriétaires des réseaux. Certains demandent l’exclusion d’autres catégories d’investissements (portail fournisseurs, systèmes d’information), partiellement prise en compte par la CRE.
7.7. La CRE introduit également une clause de rendez-vous sur les investissements, activable par la CRE au bout de deux ans si de nouvelles dispositions législatives ou réglementaires, ou des décisions juridictionnelles, sont susceptibles de modifier les investissements prévisionnels des ELD. Elle pourra alors réexaminer la trajectoire d’investissements pour les deux dernières années de la période tarifaire.
8.1. La régulation incitative de la qualité de service des ELD vise à améliorer la qualité du service rendu aux utilisateurs des réseaux de distribution dans les domaines jugés essentiels au bon fonctionnement du marché du gaz. Pour ATRD6, neuf ELD à tarif spécifique suivent jusqu’à 13 indicateurs, dont une partie fait l’objet d’une incitation financière.
8.2. Les indicateurs portent sur les devis et interventions, la relation avec les consommateurs, la relation avec les fournisseurs, ainsi que la relève et la facturation. Les résultats sont publiés sur les sites internet des ELD, accompagnés d’un rapport annuel de qualité de service, même si toutes les ELD ne respectent pas systématiquement cette obligation.
8.3. Sur la période 2022‑2024, la performance globale des ELD sur les indicateurs incités est jugée satisfaisante par la CRE, avec de bons résultats sur la relation fournisseurs, le taux de changement de fournisseurs réalisés dans les délais, la disponibilité du portail et le taux de relevés semestriels sur index réels. Les résultats sont plus contrastés pour les mises en service et mises hors service dans les délais, et la CRE relève une dégradation des performances de Régaz‑Bordeaux sur plusieurs indicateurs.
8.4. La régulation incitative de la qualité de service a généré un bonus global d’environ 126 k€ sur 2022‑2024, en légère hausse par rapport à 2018‑2020. Pour 2026‑2029, la CRE reconduit le cadre existant, tout en faisant évoluer le périmètre des indicateurs et le niveau des incitations, notamment pour renforcer le cadre spécifique au biométhane et harmoniser le traitement des réclamations.
9.1. Dans le tarif ATRD6, plusieurs indicateurs relatifs au biométhane étaient suivis sans incitation financière, notamment le délai de réponse aux études détaillées pour les porteurs de projet de biométhane et le nombre de réclamations consécutives au raccordement d’une installation de biométhane. Pour 2026‑2029, la CRE décide d’inciter financièrement ces indicateurs, en cohérence avec le tarif ATRD7 de GRDF.
9.2. La CRE introduit également de nouveaux indicateurs suivis sans incitation financière : respect des délais de raccordement des sites de production de gaz renouvelables et bas carbone, respect des délais de mise en service des renforcements associés, et volume d’écrêtement de la production de gaz verts. Ces indicateurs visent à suivre plus finement la performance des ELD dans l’injection de gaz renouvelable et bas carbone et la gestion des écrêtements en attente de renforcement du réseau.
9.3. La majorité des acteurs consultés soutient la création de l’indicateur incité relatif au délai de réponse aux études détaillées, soulignant son importance pour le développement du biométhane et des certificats de production de biométhane (CPB). Les ELD contestent toutefois le délai de 120 jours, jugé peu optimal pour l’allocation de leurs ressources. La CRE maintient ce délai pour garantir une harmonisation de traitement sur le territoire.
9.4. Concernant le volume d’écrêtement de la production de gaz verts, certains acteurs questionnent la méthodologie, estimant qu’elle devrait tenir compte des périodes où les producteurs produisent au‑delà de leur Cmax et compensent les écrêtements subis. La CRE considère que le périmètre proposé offre une vision absolue des écrêtements reflétant l’écart entre Cmax et consommation basse des zones, tout en restant ouverte à des ajustements méthodologiques à la lumière du retour d’expérience.
10.1. Sur la période ATRD6, la qualité de service distinguait le délai de traitement des réclamations des fournisseurs (15 jours calendaires, 8 jours pour Vialis) et celui des réclamations des consommateurs (30 jours, avec des délais réduits pour certaines ELD). Pour 2026‑2029, la CRE fusionne ces indicateurs en un taux de réponse aux réclamations dans les 15 jours calendaires (8 jours pour Vialis), renforçant ainsi l’exigence et l’incitation sur ce domaine.
10.2. La CRE introduit également un nouvel indicateur « Taux de réclamations multiples », destiné à mesurer la qualité de la réponse apportée aux réclamations et le nombre de réclamations en rebond. Malgré la demande des ELD de limiter cet indicateur à un simple suivi pour 2026‑2029, la CRE décide de l’inciter financièrement dès la période ATRD7, en cohérence avec le cadre de GRDF.
10.3. La majorité des répondants est favorable à la fusion des indicateurs de délai de réponse aux réclamations et à la création du taux de réclamations multiples. La CRE refuse d’allonger le délai de traitement pour Vialis, estimant qu’une telle évolution diminuerait l’exigence de performance et ne favoriserait pas l’amélioration de la qualité de service.
10.4. Pour l’ensemble des indicateurs incités, les objectifs de référence sont fixés de manière à encourager une amélioration au‑delà des performances moyennes passées, tout en se rapprochant, lorsque possible, des objectifs de GRDF en ATRD7. La CRE maintient les niveaux d’incitation proposés en consultation, malgré les réserves de certaines ELD sur les coûts associés à l’atteinte de niveaux plus élevés.
11.1. Dans un contexte d’évolution rapide du paysage énergétique, la CRE souligne la nécessité pour les gestionnaires de réseaux de disposer de ressources dédiées à la recherche et développement (R&D) et à l’innovation. La régulation incitative de la R&D vise à soutenir les projets permettant d’adapter les réseaux à la transition énergétique, au développement des gaz renouvelables et bas carbone et aux nouveaux usages.
11.2. Les mécanismes de régulation incitative de l’innovation complètent ceux portant sur les charges d’exploitation, les investissements et la qualité de service, en orientant les ELD vers des projets structurants (comptage évolué, portail commun, intégration du biométhane, réduction des émissions de méthane) tout en encadrant les coûts supportés par les consommateurs.
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