L’essentiel
1. Régulation incitative de la R&D et de l’innovation (R&D&I) des ELD de gaz
1.1. La régulation incitative de la R&D et de l’innovation (R&D&I) appliquée aux opérateurs d’infrastructures de gaz repose sur une trajectoire de coûts de R&D&I incitée de manière asymétrique. En fin de période tarifaire, les montants non dépensés sont rendus aux consommateurs, tandis que les dépassements de trajectoires restent à la charge des opérateurs. Ce dispositif est complété par l’élaboration d’un rapport annuel détaillé à destination de la CRE, assorti d’un rapport public bisannuel sur les actions de R&D&I.
1.2. Dans sa consultation publique, la CRE a proposé de prolonger le mécanisme de trajectoire incitée de manière asymétrique et de simplifier les obligations de reporting pour les ELD, en suggérant que ces dernières ne transmettent et ne publient leur rapport de bilan R&D qu’une fois tous les deux ans. Cette évolution vise à maintenir une incitation forte à l’efficience des dépenses de R&D tout en allégeant la charge administrative des plus petits gestionnaires de réseaux.
1.3. La CRE a également proposé d’introduire une incitation à la mutualisation des dépenses de R&D, initialement à hauteur de 50 % des budgets alloués à chaque ELD. La part d’enveloppe dédiée à la mutualisation qui ne serait pas dépensée dans un ou des projet(s) mutualisé(s) serait restituée aux utilisateurs des réseaux en fin de période tarifaire. Un projet est considéré comme mutualisé dès lors qu’il associe au moins 3 ELD ou qu’un acteur externe prend en charge au moins 50 % du budget total.
1.4. Les GRD ont souligné, dans leurs réponses à la consultation publique, des difficultés pratiques liées aux modalités de mutualisation envisagées. Ils estiment que mutualiser les projets entre deux GRD, plutôt que trois, serait déjà un objectif ambitieux. Ils jugent que le niveau de mutualisation de 50 % est trop élevé et pourrait décourager les ELD de lancer des projets, la mutualisation n’étant possible que lorsque les problématiques sont largement partagées et qu’elle entraîne des ralentissements importants (gouvernance, propriété intellectuelle, réactivité, risque de dénaturation des projets).
1.5. Les GRD considèrent également que le dispositif présente une asymétrie, dans la mesure où ils n’ont pas accès aux livrables déjà produits par GRDF, bien qu’ils aient été financés par le tarif. Un acteur se déclare néanmoins favorable à la mutualisation des projets de R&D entre ELD et/ou avec GRDF, en mettant en avant comme priorité le développement du portail SI commun et la gestion des données. Un autre acteur répond favorablement à l’orientation de la CRE visant à ne publier que tous les deux ans un rapport présentant les actions de R&D réalisées par les ELD.
1.6. Dans sa décision, la CRE maintient l’incitation à la mutualisation envisagée, mais uniquement pour les nouveaux projets, en considérant que les thématiques de R&D exposées par les opérateurs sont souvent similaires (intégration H2 et nouveaux gaz, emprise des injections de biométhane, sécurité du réseau, etc.) dans un contexte de nécessaire maîtrise des dépenses. Compte tenu du caractère nouveau de cette incitation, la CRE abaisse le seuil des montants soumis à cette incitation à 30 % du montant de R&D alloué à chaque GRD sur la période tarifaire 2026‑2029.
1.7. Concrètement, 30 % des budgets alloués à la R&D doivent être employés dans un ou des projets mutualisés, faute de quoi cette partie de l’enveloppe sera rendue aux consommateurs en fin de période tarifaire. La CRE précise qu’un projet sera considéré comme mutualisé dès lors qu’il répond à l’une des deux conditions suivantes : participation d’au moins 3 GRD ou 50 % de financement du projet par un acteur externe. Elle demande en outre aux ELD de vérifier systématiquement que l’objet des études qu’elles engagent n’a pas déjà fait l’objet de travaux similaires chez GRDF et, le cas échéant, de solliciter formellement les résultats pour éviter des dépenses redondantes pour la collectivité.
1.8. Enfin, la CRE confirme que la publication d’un rapport public bisannuel sur la R&D des ELD s’effectuera à fréquence bisannuelle, consolidant ainsi un cadre de transparence et de suivi des actions de R&D&I tout en limitant la charge de reporting.
2. Projets de réseaux intelligents (smart grids) et suppression du guichet dédié
2.1. La délibération tarifaire ATRD6 a étendu le guichet smart grids aux ELD de gaz, dispositif initialement mis en place pour les opérateurs d’électricité puis dupliqué à GRDF. Ce guichet permettait d’obtenir, en cours de période tarifaire, des financements supplémentaires pour des projets de démonstrateurs smart grids. Les ELD pouvaient demander une fois par an l’intégration à leur trajectoire des surcoûts de charges d’exploitation liés à ces projets, sous réserve d’une analyse coût‑bénéfice favorable et d’un seuil de charges d’exploitation annuelles supérieures à 150 k€.
2.2. Ce dispositif n’ayant jamais été sollicité par les ELD ni par les autres opérateurs, la CRE a proposé, dans une logique de simplification du cadre de régulation et en cohérence avec l’orientation retenue dans le tarif ATRD7 de GRDF, de supprimer le guichet smart grids. Les réponses à la consultation publique montrent que les ELD sont globalement favorables à cette suppression.
2.3. Deux acteurs soulignent toutefois leur regret quant à l’absence de mobilisation du guichet smart grids. L’un met en avant la complémentarité des solutions hybrides, telles que les pompes à chaleur couplées au gaz ou les cogénérations, qui auraient pu bénéficier d’un tel dispositif, et s’interroge sur la pertinence de supprimer ce guichet. Malgré ces réserves, la CRE, constatant l’absence d’utilisation du guichet depuis sa création, décide de maintenir l’orientation présentée en consultation publique et de supprimer le guichet smart grids, toujours dans une démarche de simplification et de cohérence avec le cadre de GRDF.
3. Régulation incitative de l’innovation par les délais de mise en œuvre des actions prioritaires
3.1. Dans le cadre de la régulation ATRD6, la CRE a intégré un dispositif de régulation incitative des délais d’exécution par les ELD d’actions identifiées comme prioritaires, dispositif également prévu dans les tarifs ATRD7 de GRDF et TURPE 7 HTA‑BT d’Enedis. Chaque action prioritaire est associée à un délai d’exécution et à des pénalités en cas de non‑réalisation dans les délais impartis. Le montant de la pénalité, calculé à fréquence mensuelle, est progressif afin de pénaliser plus fortement les retards importants.
3.2. Ce mécanisme n’a pas été activé pendant la période ATRD6, mais la CRE a proposé de le maintenir pour 2026‑2029. Elle a identifié la mise en œuvre du portail commun comme action prioritaire, compte tenu d’une dynamique concurrentielle plus faible sur les territoires de desserte des ELD d’électricité et de gaz que sur ceux d’Enedis et GRDF. Le projet de portail commun vise à simplifier et uniformiser les systèmes d’information (SI), à limiter les coûts d’entrée pour les fournisseurs alternatifs et à harmoniser les données partagées entre ELD en s’appuyant sur le référentiel de GRDF.
3.3. La CRE a proposé un déploiement initial limité aux périmètres de Gérédis pour l’électricité et de R‑GDS et Régaz‑Bordeaux pour le gaz, en raison de coûts‑bénéfices plus attractifs (un seul SI à adapter pour Gérédis, SI proches de celui de GRDF pour R‑GDS et Régaz‑Bordeaux). Compte tenu de l’ampleur du projet, des charges engagées et des enjeux associés, la CRE a proposé d’introduire les charges associées dans les charges prévisionnelles incitées et d’inciter au respect de la date de mise en service via la régulation incitative relative aux actions prioritaires.
3.4. Les charges et la date de mise en service sont fondées sur le dernier chiffrage disponible, issu de l’audit des coûts de réalisation mandaté par la CRE en 2024. Les incitations sont réparties au prorata du nombre de PDL desservis par R‑GDS et Régaz‑Bordeaux. Initialement, la CRE proposait une mise en service au 1er janvier 2028. Plusieurs répondants, notamment des fournisseurs, se sont déclarés favorables, certains demandant un calendrier plus ambitieux, tout en soulignant que le portail fournisseurs ne doit pas générer de coûts excessifs. Les gestionnaires de réseaux insistent pour que les délais soient incitatifs mais fassent l’objet d’un consensus avec les ELD.
3.5. La CRE considère la mise en œuvre du portail fournisseurs comme une priorité pour 2026‑2029 et décide d’inciter Régaz‑Bordeaux et R‑GDS à la mise en œuvre du portail à l’horizon du 1er janvier 2029, soit la même échéance que pour le portail fournisseurs en électricité de Gérédis. Elle introduit en parallèle une incitation sur la maîtrise des coûts totaux du projet à terminaison.
3.6. D’une part, pour garantir la trésorerie nécessaire aux ELD, l’écart entre les CNE prévisionnelles et les CNE effectivement dépensées par R‑GDS et Régaz‑Bordeaux est couvert à 100 % au CRCP, sur la base d’une trajectoire prévisionnelle révisée des hypothèses d’inflation en décembre 2025. Les CCN, non incitées, sont également couvertes à 100 % au CRCP. D’autre part, la CRE fixe un niveau total de coûts d’exploitation et d’investissements à terminaison du projet de portail commun, sur la base des investissements estimés par l’auditeur en 2024.
3.7. Le coût total à terminaison est fixé à 4 212 399 € courants, répartis entre Régaz‑Bordeaux (2 403 902 €) et R‑GDS (1 808 497 €), avec des charges nettes d’exploitation de 1 645 619 € et des CAPEX de 2 566 780 €. L’actif entrera dans la BAR à sa valeur réelle lors de la mise en service (diminuée des subventions éventuelles), quelles que soient les dépenses réalisées. Si les dépenses se situent entre 90 % et 110 % du budget cible, aucune prime ni pénalité n’est appliquée. En dessous de 90 %, l’ELD bénéficie d’une prime égale à 20 % de l’écart entre 90 % du budget cible et les dépenses réalisées. Au‑delà de 110 %, l’ELD supporte un malus égal à 20 % de l’écart entre 110 % du budget cible et les dépenses réalisées.
3.8. Consciente du risque d’augmentation des coûts SI à l’horizon de la mise en service, la CRE introduit une clause de rendez‑vous, activable à la demande des ELD et après examen de la CRE, en cas d’évolution significative des coûts du projet. Ce mécanisme combine ainsi sécurisation des financements, incitation à la maîtrise des coûts et flexibilité face aux aléas technologiques.
4. Régulation incitative associée aux projets de comptage évolué des ELD
4.1. Le cadre de régulation incitative des projets de comptage évolué des ELD disposant d’un tarif spécifique prévoit une prime incitative de rémunération de 200 points de base (pbs), attribuée aux actifs de comptage (modules radio, compteurs, concentrateurs) mis en service entre le début et la fin théorique de la phase de déploiement industriel. Il prévoit également la couverture tarifaire des coûts échoués liés au remplacement anticipé de compteurs existants par des compteurs communicants pendant cette phase.
4.2. En cas d’atteinte des objectifs de délais, de coûts et de performances, l’ELD bénéficie de l’intégralité de la prime. À l’inverse, toute dérive de la performance globale entraîne, via des pénalités, une diminution de la prime incitative et, au‑delà de certains seuils, une réduction de la rémunération des actifs de comptage en deçà du taux de rémunération retenu dans les tarifs de distribution de gaz naturel. Une dérive significative peut conduire à une suppression de la rémunération pour la part des dépenses excédentaires, la rémunération globale ne pouvant toutefois pas être inférieure au taux de rémunération diminué de 100 pbs.
4.3. À l’inverse, une réduction des coûts unitaires globaux d’investissement durant la période de déploiement massif par rapport aux coûts prévisionnels conduit à l’attribution d’un bonus supplémentaire égal à la prime incitative qu’aurait touchée l’ELD si les coûts évités avaient été dépensés. Ce mécanisme incite les ELD à réaliser leur projet au meilleur coût pour la collectivité, tout en permettant aux utilisateurs de bénéficier de la plus grande part des gains de productivité.
4.4. Pour mettre en œuvre ces incitations, un suivi régulier des projets est prévu tout au long du déploiement : suivi du calendrier prévisionnel avec pénalités proportionnelles au retard, suivi des coûts unitaires des compteurs évolués avec bonus/malus selon la dérive ou la diminution des coûts, et suivi de la performance du système en termes de qualité du service rendu, avec incitations financières en fonction de l’atteinte d’objectifs prédéfinis.
5. Régulation incitative de la performance des systèmes de comptage évolué
5.1. Le mécanisme de régulation incitative sur le niveau de performance attendu pour les systèmes de comptage évolué des ELD repose sur trois indicateurs faisant l’objet d’un suivi et d’une incitation financière à compter du début du déploiement industriel. Les bonus et pénalités sont versés respectivement aux utilisateurs et aux ELD via un poste ad hoc du CRCP du tarif ATRD de chaque ELD. Ce mécanisme complète le suivi de la qualité de service des opérateurs, en incitant financièrement les ELD sur le périmètre des compteurs communicants tout en maintenant des incitations sur les compteurs non communicants.
5.2. Pour donner de la visibilité aux ELD et aux acteurs de marché, la CRE a fixé, à l’instar de GRDF, une trajectoire d’objectifs et d’incitations financières pour les quatre premières années du déploiement industriel. Ces objectifs ont d’abord été appliqués à Régaz‑Bordeaux, puis à GreenAlp, et concernent désormais R‑GDS et Sorégies, qui ont démarré leur déploiement industriel en 2024. À compter de 2026, les projets de Barr Energies, Caléo, Gedia et Vialis seront également soumis à ce suivi.
5.3. Les indicateurs incités pour suivre la performance de la chaîne de communication globale de traitement des index sont : le taux de publication mensuelle des index aux fournisseurs (capacité du portail fournisseur à mettre à disposition les index mensuels relevés ou estimés), le taux d’index cycliques mesurés (capacité à remonter des index réels lors des relèves cycliques mensuelles) et le taux d’index cycliques calculés 3 fois et plus (capacité à remettre en service des compteurs ou concentrateurs défectueux en moins de trois mois).
5.4. Sur la période 2022‑2024, les quatre ELD déjà concernées ont été performantes au global. Régaz‑Bordeaux présente des résultats très satisfaisants sur les trois indicateurs et a bénéficié d’un bonus global de près de 70 k€. GreenAlp a obtenu de bons résultats mais n’a pas atteint certains objectifs de référence en 2023 et 2024, ce qui a généré des pénalités, tout en lui permettant de bénéficier d’un bonus global de 16 k€. R‑GDS a été performant en 2024 avec un bonus global de 14 k€, tandis que Sorégies a rencontré des difficultés de mise en service des premiers concentrateurs et compteurs communicants, entraînant des pénalités.
5.5. Pour la période au‑delà des quatre premières années de déploiement (et des six premières pour Régaz‑Bordeaux), la CRE s’appuie sur le retour d’expérience de ces opérateurs pour prolonger la trajectoire des objectifs et incitations. Elle considère que les trois indicateurs incités sont suffisants pour suivre la performance des systèmes de comptage évolué. Elle propose de fixer des objectifs de référence communs à l’ensemble des ELD, en fonction de la progression du déploiement massif, avec des niveaux similaires à ceux de Régaz‑Bordeaux et GreenAlp pour les années 1 à 6, puis des incitations financières progressives pour les années suivantes afin d’éviter toute dégradation durable de la performance.
5.6. La CRE envisage également d’adapter les valeurs plafond des pénalités financières, de manière à ce qu’elles correspondent à des situations exceptionnelles justifiant l’interruption du mécanisme. Concernant le taux d’index rectifié sur le périmètre des compteurs évolués, indicateur mesurant la qualité des index remontés, la CRE maintient un suivi sans incitation financière, après avoir supprimé cette incitation en 2024, et envisage de prolonger ce suivi sur la période ATRD7.
5.7. La CRE juge désormais pertinente la mise en place d’un suivi de la qualité de la transmission des données journalières de consommation aux acteurs de marché, une fois la période de déploiement massif achevée. Elle propose d’étendre ce suivi à toutes les ELD concernées à compter de la quatrième année de déploiement massif (troisième pour Sorégies). Elle propose aussi d’introduire le suivi de cinq indicateurs relatifs à la relation utilisateurs et à la mise à disposition de données : nombre et taux de réclamations liées aux données de consommation, taux de mise à disposition des données aux consommateurs finals, nombre de demandes de passage au pas horaire et taux de passages au pas horaire réalisés dans les délais.
5.8. Les acteurs sont globalement favorables à ces orientations. Les ELD jugent les nouveaux indicateurs cohérents et alignés avec ceux de GRDF, tout en estimant que certains objectifs (taux de publication des index, taux d’index cycliques calculés 3 fois et plus) sont plus exigeants que ceux de GRDF. Un GRD demande davantage de tolérance face aux difficultés de la phase de déploiement. D’autres acteurs soulignent l’importance d’atteindre de hauts niveaux de performance pour permettre aux fournisseurs alternatifs de proposer des offres fondées sur des profils réels de consommation.
5.9. La CRE considère que les objectifs proposés sont alignés avec les résultats réalisés par les ELD et décide de maintenir les objectifs et niveaux d’incitations tels que proposés, tout en introduisant le suivi des cinq nouveaux indicateurs. Elle rappelle que les trajectoires de déploiement ont été mises à jour en 2024 sur la base du retour d’expérience des premiers GRD et que les incitations visent à limiter les dérives inhérentes à tout projet de cette ampleur. La liste détaillée des indicateurs et des incitations figure en annexe 3 de la délibération.
6. Mise à jour de la régulation incitative sur les coûts des projets de comptage évolué
6.1. Le cadre de régulation incitative du projet de comptage évolué de Régaz‑Bordeaux a été fixé par la délibération n° 2020‑039 du 27 février 2020, mise à jour par la délibération n° 2024‑41 du 15 février 2024. Celui de GreenAlp a été fixé par la délibération n° 2020‑123 du 4 juin 2020. Ce cadre repose sur trois incitations : maîtrise des coûts d’investissement, respect du calendrier de déploiement et performance de la chaîne communicante. La régulation des coûts unitaires d’investissement de comptage vise à inciter les GRD à investir au meilleur coût, avec un bonus si les coûts restent en deçà de la trajectoire de référence et un malus en cas de dépassement.
6.2. Le déploiement massif prendra fin au 31 décembre 2025 pour GreenAlp et au 30 septembre 2026 pour Régaz‑Bordeaux. Au‑delà, il n’y aura plus de nouveaux investissements intégrant la BAR « comptage », rendant l’incitation à la maîtrise des coûts moins effective. Par ailleurs, le cadre de régulation mis en place en 2024 pour les projets de R‑GDS, Vialis, Gedia, Barr Energies, Sorégies et Caléo prévoit que la régulation des coûts unitaires d’investissement s’applique uniquement sur la période de déploiement industriel.
6.3. Dans ce contexte, la CRE a proposé de limiter, en proportion, les incitations à la maîtrise des coûts pour GreenAlp et Régaz‑Bordeaux, en plafonnant les montants pouvant leur être versés au titre de la régulation incitative à 20 % du montant des investissements évités, à l’image du projet Linky d’Enedis dans le tarif TURPE 7 HTA‑BT. La majorité des répondants à la consultation se sont déclarés défavorables à cette orientation, certains rappelant que cette modification n’a pas été appliquée à GRDF après le déploiement des compteurs Gazpar et dénonçant un risque d’instabilité du cadre régulatoire.
6.4. Un acteur soutient toutefois l’idée que l’incitation n’a plus lieu d’être une fois les investissements réalisés et plaide pour un cadre homogène pour toutes les ELD, limité à la période de déploiement industriel. Après échanges avec les opérateurs et analyse, la CRE maintient l’orientation présentée en consultation et met en place un plafond de 20 % du montant des investissements évités pour GreenAlp et Régaz‑Bordeaux, en rappelant que ce mécanisme a déjà été appliqué pour Enedis.
7. Cadre de régulation incitative du projet de comptage évolué de Trois‑Frontières Distribution Gaz
7.1. Pour Trois‑Frontières Distribution Gaz, la CRE retient un cadre de régulation incitatif identique à celui mis en place pour les autres ELD dans la délibération n° 2024‑212 du 4 décembre 2024. Ce cadre vise à responsabiliser l’opérateur et à l’inciter à la bonne réussite de son projet en termes de performance, de respect des coûts et de respect des délais. Les objectifs relatifs aux délais de déploiement et à la performance des systèmes de comptage sont précisés en annexe 3, tandis que les coûts unitaires retenus pour la régulation des investissements figurent en annexe confidentielle.
8. Niveau des charges à couvrir et trajectoires d’évolution du tarif d’utilisation des réseaux de distribution de gaz naturel des ELD
8.1. Les ELD ont formulé leur demande d’évolution tarifaire avec une première marche tarifaire au 1er juillet 2026, en s’appuyant sur des hypothèses d’inflation fournies par la CRE (1,80 % par an sur 2025‑2029). Les trajectoires prévisionnelles de charges nettes d’exploitation (CNE) hors comptage évolué pour 2026‑2029 montrent des hausses significatives pour plusieurs opérateurs, avec des évolutions annuelles moyennes de l’ordre de 2 à 5 % et des marches initiales parfois supérieures à 10 % entre 2024 et 2026.
8.2. Ces trajectoires n’intègrent pas les coûts d’exploitation prévisionnels liés aux projets de comptage évolué de Régaz‑Bordeaux, R‑GDS, Vialis, Gedia, Barr Energies, Caléo et Sorégies, dont le déploiement se poursuit sur la période ATRD7. En revanche, elles incluent, pour Régaz‑Bordeaux et R‑GDS, les charges prévisionnelles relatives au développement du portail commun. La CRE a demandé une mise à jour des demandes tarifaires au 15 juin 2025, en refusant tout envoi ultérieur pour garantir la stabilité du processus.
8.3. Caléo est le seul GRD à avoir transmis une demande mise à jour, afin de tenir compte de la perte de la délégation de service public (DSP) de l’eau à Guebwiller à compter de fin 2026. Cette perte remet en cause la mutualisation des ressources entre activités eau et gaz, entraînant une hausse des charges prévisionnelles (consommations externes, loyers, charges locatives, charges de personnel). La CRE considère que les surcoûts induits n’ont pas vocation à être intégralement supportés par le tarif de réseaux, mais reconnaît, après analyse, la réalité d’un surcoût à partir de 2027 et décide de n’en retenir qu’une partie (750 k€ sur la période), en incitant Caléo à optimiser ses charges d’exploitation.
8.4. Pour analyser les charges nettes d’exploitation, la CRE a mandaté les cabinets AEC et PIA pour un audit couvrant la période ATRD6 et les prévisions 2026‑2029. L’audit vise à apprécier la pertinence des trajectoires, le niveau des charges réelles et prévisionnelles et à formuler des recommandations sur le niveau efficient des charges à retenir pour le tarif ATRD7. Les ajustements proposés sont à la fois spécifiques (par ELD, par exemple sur les effectifs ou les consommations externes) et transverses (postes communs à toutes les ELD, comme certains effets réglementaires ou fiscaux).
8.5. La CRE a examiné plusieurs postes clés : charges de personnel (ajustement des taux de GVT+ pour les aligner sur l’historique ATRD6), aides commerciales et budgets de communication relatifs à la promotion du gaz (retraités dans la continuité du tarif ATRD7 de GRDF), recherche et développement (exclusion des montants de soutien à la production de gaz verts et aux projets d’hydrogène pur, jugés hors périmètre régulé), ainsi que les hypothèses de développement du biométhane chez Sorégies, pour lesquelles l’auditeur a retenu une perspective plus prudente, rehaussant mécaniquement les charges d’exploitation.
8.6. La CRE partage globalement l’analyse de l’auditeur, tout en procédant à certains ajustements à la hausse après échanges avec les ELD (par exemple, acceptation de demandes de GVT cohérentes avec l’historique, réintégration d’une partie de la R&D d’une ELD pour un projet déjà largement entrepris). Pour Sorégies, elle met en cohérence d’autres postes de charges et de produits, ainsi que la trajectoire d’investissements, avec les hypothèses de développement du biométhane, ce qui conduit à un rehaussement additionnel des charges d’exploitation et de capital, en grande partie neutre pour la collectivité via le CRCP.
8.7. La CRE a également envisagé un ajustement d’efficience additionnel en comparant les trajectoires prévisionnelles à un périmètre restreint des charges 2024 (hors postes très volatils comme les pertes, les recettes extratarifaires ou les impayés). Certains acteurs, notamment des fournisseurs, y sont favorables dans une optique de maîtrise des charges, tandis que des GRD et leurs syndicats contestent la pertinence de 2024 comme année de référence et soulignent le renforcement des contraintes réglementaires. Après analyse de la productivité des opérateurs selon différents ratios (volumes acheminés, nombre de points de livraison), la CRE conclut à la diversité des configurations économiques et renonce à appliquer un ajustement d’efficience additionnel uniforme, se limitant aux ajustements poste à poste.
8.8. En matière d’inflation, la CRE met à jour en décembre 2025 les hypothèses initiales (1,80 %) en retenant des taux plus faibles (1,10 % en 2025, 1,30 % en 2026, 1,90 % en 2027‑2029), sur la base du projet de loi de finances pour 2026 et des prévisions du FMI. Les revenus autorisés et les valeurs de référence sont exprimés avec cette inflation mise à jour. Les trajectoires de CNE retenues pour 2026‑2029 montrent des niveaux moyens de charges ajustés par ELD, reflétant à la fois les besoins d’exploitation et les ajustements d’efficience décidés par la CRE.
9. Trajectoires d’investissement (hors comptage évolué) et charges de capital normatives
9.1. Les trajectoires d’investissements hors projets de comptage évolué prévues par les ELD sur 2026‑2029 sont hétérogènes mais globalement en croissance par rapport à la période ATRD6. La hausse totale des demandes s’élève à environ + 20 % entre la moyenne 2022‑2024 et la moyenne 2026‑2029, en euros courants, soit un rythme environ deux fois supérieur à l’inflation prévisionnelle cumulée (+ 9,3 %). Ces investissements concernent principalement le renouvellement et la modernisation des ouvrages de réseau, afin de se mettre en conformité avec les obligations réglementaires (rajeunissement des régulateurs, résorption des conduites en tôle bitumée, en fonte ductile et en cuivre, etc.).
9.2. L’analyse de la CRE sur ces trajectoires d’investissement s’inscrit dans la logique générale de la régulation gaz visant à encadrer la R&D, les smart grids et l’innovation des réseaux de distribution, en arbitrant entre sécurité, modernisation, maîtrise des coûts et incitations à la performance. Les charges de capital normatives qui en découlent sont intégrées dans les revenus autorisés des ELD, en cohérence avec les dispositifs incitatifs décrits pour la R&D, les projets smart grids, le portail commun et le comptage évolué.
Droit des transports
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