L’essentiel
1. Cadre général de la régulation ATRD7 des ELD de gaz naturel
1.1. La délibération publiée au Journal officiel de la République française du 25 avril 2026 fixe le nouveau cadre de régulation des entreprises locales de distribution (ELD) de gaz naturel pour la période 2026-2029, dite période ATRD7. Elle précise les modalités de calcul des investissements, des bases d’actifs régulés (BAR), du coût moyen pondéré du capital (CMPC), des charges de capital normatives, des charges nettes d’exploitation, ainsi que la trajectoire du revenu autorisé pour chaque ELD. La Commission de régulation de l’énergie (CRE) y expose une approche normative visant à assurer une rémunération appropriée des capitaux investis tout en maîtrisant l’impact tarifaire pour les consommateurs.
1.2. Le périmètre de la décision couvre les ELD suivantes : Régaz-Bordeaux, R-GDS, GreenAlp, Vialis, Gedia, Barr Energies, Caléo, Sorégies et Trois-Frontières Distribution Gaz. La CRE y fixe le cadre de régulation tarifaire, les paramètres de la régulation incitative, la trajectoire des charges d’exploitation, le CMPC (4,0 % réel avant impôts), l’évolution prévisionnelle du revenu autorisé et les principes de structure tarifaire spécifiques applicables à compter du 1er juillet 2026.
2. Trajectoires d’investissements et évolution des bases d’actifs régulés (BAR)
2.1. Les ELD prévoient des investissements significatifs sur la période ATRD7, notamment pour les systèmes d’information (mise en conformité avec de nouvelles obligations en matière de cybersécurité et de facturation électronique) et, pour certaines d’entre elles, pour l’insertion de la production de biométhane dans les réseaux, en lien avec l’augmentation du nombre de sites en exploitation. Ces trajectoires d’investissements se traduisent par une évolution des BAR des ELD (hors comptage évolué) détaillée dans le tableau 8 pour la période 2024-2029, avec par exemple une BAR de Régaz-Bordeaux passant de 324 773 k€ en 2024 à 348 066 k€ en 2029, et celle de R-GDS de 242 023 k€ à 244 878 k€ sur la même période.
2.2. À l’issue de la consultation, Barr Energies a demandé des ajustements de sa trajectoire prévisionnelle d’investissements, notamment pour intégrer des hypothèses de renouvellements de conduites montantes/conduites d’immeuble sur 2026-2029 et une mise à niveau de ses systèmes d’information. Régaz-Bordeaux a, de son côté, apporté des corrections méthodologiques à la construction de sa trajectoire. La CRE juge ces demandes cohérentes et les intègre à la trajectoire de Barr Energies pour 2026-2029. Parallèlement, la CRE révise à la baisse la trajectoire d’investissements biométhane de Sorégies, en fonction du nombre de projets inscrits au registre de capacités, ce qui illustre une adaptation fine aux signaux de marché.
2.3. En conséquence, la CRE retient une trajectoire de dépenses d’investissements (hors comptage évolué) révisée de l’inflation (cf. partie 3.1.1.4) pour 2026-2029, présentée au tableau 9. On y observe, par exemple, des investissements annuels pour Régaz-Bordeaux de 17 448 k€ en 2026, 16 075 k€ en 2027, 18 547 k€ en 2028 et 16 335 k€ en 2029 ; pour R-GDS, de 12 378 k€ à 10 967 k€ sur la période ; pour GreenAlp, de 2 672 k€ à 2 546 k€ ; et pour Trois-Frontières Distribution Gaz, de 796 k€ à 932 k€.
2.4. Ces trajectoires d’investissements conduisent à une nouvelle évolution des Bases d’actifs régulés (BAR) hors projets de comptage évolué, détaillée au tableau 10 pour 2026-2029. La BAR de Régaz-Bordeaux atteint ainsi 331 776 k€ en 2026 et 342 205 k€ en 2029 ; celle de R-GDS se stabilise autour de 240 883 k€ à 241 309 k€ ; GreenAlp voit sa BAR progresser de 39 415 k€ à 42 385 k€ ; Vialis connaît une légère érosion de 54 110 k€ à 52 145 k€ ; Gedia passe de 24 280 k€ à 25 718 k€ ; Barr Energies reste autour de 32 091 k€ à 32 282 k€ ; Caléo se situe entre 19 129 k€ et 19 608 k€ ; Sorégies entre 36 026 k€ et 36 524 k€ ; et Trois-Frontières Distribution Gaz de 13 647 k€ à 14 804 k€.
3. Détermination du coût moyen pondéré du capital (CMPC)
3.1. Les ELD ont initialement bâti leur demande tarifaire sur un CMPC de 4,4 % réel avant impôt (soit 5,7 % nominal avant impôt), en hausse par rapport aux 4,02 % réel avant impôt retenus lors du tarif ATRD6. Cette demande s’appuie sur une étude d’un consultant externe, qui propose une méthode combinant un taux de long terme (moyenne sur dix ans) et un taux de court terme fondé sur des données récentes, le maintien d’un bêta de l’actif à 0,48 en raison de risques systémiques jugés exacerbés (conjoncture économique défavorable, hausse des prix du gaz, décarbonation des usages, réchauffement climatique), et l’introduction d’une prime spécifique « petit opérateur » de 0,36 % sur le coût de la dette, pour refléter des coûts proportionnellement plus élevés, une illiquidité accrue et un accès limité au marché de la dette.
3.2. La CRE rappelle que sa méthode de détermination du CMPC à structure normative repose historiquement sur la moyenne des taux observés sur dix ans, en cohérence avec la durée de vie longue des infrastructures de réseau de gaz. Cette approche, peu modifiée depuis trois périodes tarifaires, a contribué à maintenir l’attractivité des infrastructures d’énergie en France, tout en intégrant la tendance baissière des taux sur la décennie passée. Toutefois, la remontée rapide des taux d’intérêt depuis 2021 conduit la CRE à faire évoluer la méthode pour mieux intégrer la dynamique de court terme.
3.3. La CRE décide d’aligner les paramètres de rémunération des ELD sur ceux du tarif ATRD7 de GRDF, en combinant deux taux : un taux de long terme de 3,6 % réel avant impôts (soit 4,8 % nominal avant impôts, après retraitement d’une inflation moyenne de 1,2 % sur dix ans) et un taux de court terme de 5,4 % réel avant impôts (soit 7,5 % nominal avant impôts, après retraitement d’une inflation prévisionnelle moyenne de 2,0 % sur la période ATRD7). Ces taux sont pondérés selon une répartition normative de 80 % d’actifs historiques et 20 % de nouveaux actifs, reflétant la structure du parc d’infrastructures gazières.
3.4. Dans cette approche normative, la CRE rejette les demandes spécifiques des ELD : le bêta des actifs est abaissé de 0,48 à 0,45, pour tenir compte de la résilience des activités régulées durant les crises récentes (Covid-19, crise gazière) et des observations de marché sur les bêtas des opérateurs gaziers européens. Les facteurs spécifiques avancés par le consultant externe ne sont pas retenus dans le calcul normatif du bêta. La CRE souligne que le cadre de régulation 2026-2029 est plus protecteur que celui d’ATRD6, même si les risques sur l’avenir des infrastructures gazières persistent, ce qui justifie un bêta supérieur à celui des réseaux d’électricité. Par ailleurs, la CRE ne retient pas de prime spécifique « petit opérateur », le coût de la dette étant déterminé de manière normative.
3.5. Le CMPC pondéré retenu s’établit à 4,0 % réel avant impôts, soit 5,3 % nominal avant impôts. Le calcul repose sur les formules suivantes : CMPC nominal avant IS = [(TSR + spread de dette) × (1 – déductibilité des charges financières × IS) / (1 – IS)] × g + (TSR + β × PRM) / (1 – IS) × (1 – g) et CMPC réel avant IS = (1 + CMPC nominal avant IS) / (1 + inflation) – 1. Les paramètres arrondis du CMPC ATRD7 sont détaillés dans le tableau dédié : taux sans risque nominal (TSR) de 1,3 % (long terme) et 3,8 % (court terme), pondéré à 1,8 % ; spread de dette de 1,1 % (long terme) et 0,5 % (court terme), pondéré à 1,0 % ; bêta de l’actif de 0,45 ; bêta des fonds propres de 0,79 ; prime de risque de marché (PRM) de 5,2 % ; levier (dette/(dette+fonds propres)) de 50 % ; taux d’impôt sur les sociétés (IS) de 25,83 % ; coût de la dette nominal avant IS de 2,4 % (long terme) et 4,3 % (court terme), pondéré à 2,8 % ; coût des fonds propres nominal après IS de 5,4 % (long terme) et 7,9 % (court terme), pondéré à 5,9 % ; CMPC nominal avant IS de 4,8 % (long terme) et 7,5 % (court terme), pondéré à 5,3 % ; inflation de 1,2 % (long terme) et 2,0 % (court terme), pondérée à 1,3 % ; CMPC réel avant IS de 3,6 % (long terme) et 5,4 % (court terme), pondéré à 4,0 %.
3.6. Par rapport à ATRD6, les principales évolutions portent sur le taux sans risque, le bêta des actifs et la fiscalité. Le taux sans risque de 1,8 % est désormais calculé à partir des obligations assimilables du Trésor (OAT) françaises à 15 ans, en combinant la moyenne sur 10 ans de l’OAT 15 ans et la moyenne des quatre taux à terme implicites 2024-2027, avec une pondération 80/20. Le spread de dette de 1,0 % est fondé sur les rendements obligataires moyens iBoxx EUR NF 10+ BBB, avec une moyenne sur 10 ans pour le long terme et sur 1 an pour le court terme, également pondérée 80/20. Le bêta de l’actif est abaissé de 0,48 à 0,45, et le taux normal d’imposition est pris à 25,0 %, complété par une contribution sociale de 3,3 % du montant de l’IS, soit un taux global de 25,83 %.
4. Charges de capital normatives hors comptage évolué
4.1. Sur la base des prévisions d’investissements et du CMPC demandé par les ELD (4,4 % réel, 5,7 % nominal), les opérateurs ont présenté des trajectoires de charges de capital normatives (CCN) hors projets de comptage évolué pour 2026-2029 (tableau 11). Ces trajectoires se traduisent, par exemple, pour Régaz-Bordeaux, par des CCN de 34 100 k€ en 2026 à 36 007 k€ en 2029 ; pour R-GDS, de 26 101 k€ à 28 358 k€ ; pour GreenAlp, de 4 033 k€ à 4 631 k€ ; pour Vialis, de 5 660 k€ à 5 841 k€ ; pour Gedia, de 2 908 k€ à 3 112 k€ ; pour Barr Energies, de 3 328 k€ à 3 271 k€ ; pour Caléo, de 2 270 k€ à 2 162 k€ ; pour Sorégies, de 3 118 k€ à 3 198 k€ ; et pour Trois-Frontières Distribution Gaz, de 1 366 k€ à 1 562 k€.
4.2. La CRE retient des trajectoires prévisionnelles de charges de capital normatives ajustées à son propre CMPC de 4,0 % réel, présentées au tableau 12. Les CCN retenues pour Régaz-Bordeaux s’établissent ainsi entre 32 291 k€ et 34 089 k€ sur 2026-2029 ; pour R-GDS, entre 24 770 k€ et 26 966 k€ ; pour GreenAlp, entre 3 813 k€ et 4 394 k€ ; pour Vialis, entre 5 360 k€ et 5 549 k€ ; pour Gedia, entre 2 766 k€ et 2 965 k€ ; pour Barr Energies, entre 3 194 k€ et 3 183 k€ ; pour Caléo, entre 2 158 k€ et 2 053 k€ ; pour Sorégies, entre 2 952 k€ et 3 115 k€ ; et pour Trois-Frontières Distribution Gaz, entre 1 290 k€ et 1 480 k€.
5. Projets de comptage évolué : investissements, charges et régulation incitative
5.1. Dans le prolongement du projet de compteurs évolués « Gazpar » de GRDF, Régaz-Bordeaux (230 000 compteurs) et GreenAlp (45 000 compteurs) ont lancé leurs propres projets de comptage évolué. L’étude technico-économique a montré qu’un projet de déploiement de comptage évolué est difficilement rentable en dessous de 50 000 compteurs. Pour permettre le déploiement sur l’ensemble du territoire des 14 ELD restantes (215 000 compteurs, dont près de 105 000 pour R-GDS), la CRE a jugé nécessaire une mutualisation de certains coûts fixes liés au système de comptage évolué.
5.2. La CRE a reçu et approuvé (par décision ministérielle du 9 novembre 2023) les projets de comptage évolué de R-GDS, Caléo, Barr Energies, Gedia, Sorégies et Vialis. En septembre 2025, Trois-Frontières Distribution Gaz a transmis son projet, qui fait l’objet d’une proposition d’approbation dans la présente délibération, sous réserve d’une approbation ministérielle. Comme pour GRDF, ces projets visent le remplacement de l’ensemble des compteurs des consommateurs résidentiels et petits professionnels par des compteurs évolués permettant la transmission à distance des index de consommation réelle.
5.3. Les calendriers de déploiement sont hétérogènes (tableau 13). Régaz-Bordeaux (2020-2026) et GreenAlp (2021-2025) sont les plus avancées, avec des taux de déploiement de 93 % et 99 % au 1er septembre 2025. Sorégies (2024-2026) et R-GDS (2024-2028) ont déjà entamé le déploiement, avec respectivement 91 % et 55 % de compteurs évolués installés. Caléo, Barr Energies, Gedia et Vialis débuteront leur déploiement industriel en 2026 pour l’achever en 2030, après révision de leurs calendriers initiaux. Trois-Frontières Distribution Gaz est la dernière ELD à avoir soumis son projet.
5.4. Les projets de comptage évolué se distinguent des projets classiques par des coûts d’investissement supplémentaires importants, des investissements évités, des charges d’exploitation supplémentaires et des charges d’exploitation évitées. Les ELD ont transmis leurs prévisions de charges nettes d’exploitation (CNE) liées au comptage évolué pour 2026-2029. R-GDS, Vialis et Sorégies anticipent déjà des économies : leurs charges d’exploitation évitées dépassent les charges supplémentaires, ce qui réduit les CNE. R-GDS estime à 836 k€ par an les CNE évitées, avec des gains supérieurs aux coûts de déploiement sur toute la période ATRD7. À l’inverse, Gedia, Barr Energies, Caléo et Trois-Frontières Distribution Gaz prévoient que les charges nettes d’exploitation supplémentaires resteront supérieures aux gains de CNE sur 2026-2029.
5.5. Les charges de capital normatives relatives aux projets de comptage évolué sont construites à partir des prévisions d’investissements des ELD, du CMPC demandé et de la prime incitative de rémunération de 200 points de base prévue dans le cadre de régulation incitative. Les trajectoires prévisionnelles de CNE et de CCN associées aux projets de comptage évolué pour 2026-2029 sont présentées au tableau 14, avec des profils différenciés selon les calendriers de déploiement.
5.6. La CRE a dû traiter le décalage des calendriers de déploiement pour six ELD (R-GDS, Caléo, Barr Energies, Gedia, Vialis, Sorégies), entre la détermination initiale des trajectoires de coûts et d’économies et leur approbation ministérielle de 2023. Dans ses délibérations n° 2022-28 et n° 2022-120, la CRE avait intégré ces trajectoires dans les tarifs ATRD6, en précisant que les coûts ne seraient pris en compte qu’en cas de décision favorable des ministres. En 2023 et 2024, en l’absence de décision, la CRE a choisi de ne pas retraiter les montants prévisionnels alloués, afin de ne pas pénaliser les ELD ni retarder les projets, tout en se réservant la possibilité d’ajustements ultérieurs.
5.7. Dans sa consultation publique, la CRE a proposé de retraiter les demandes des opérateurs pour éviter une double couverture tarifaire : pour les périodes de déploiement industriel, remplacer la demande par les montants du plan d’affaires initial (révisés de l’inflation), afin que les ELD perçoivent au total le montant prévu ; pour les périodes post-déploiement industriel (2026-2029 pour Régaz-Bordeaux et GreenAlp, 2027-2029 pour Sorégies, 2029 pour R-GDS), retenir la demande des opérateurs correspondant à des coûts récurrents d’exploitation et à des gains pérennes cohérents avec les plans d’affaires validés. Les charges de capital, couvertes au CRCP, sont retenues selon les montants proposés en consultation.
5.8. Le projet de Trois-Frontières Distribution Gaz a fait l’objet d’un examen spécifique. La CRE a jugé certains postes de coûts (« Compteurs », « Chantier préparatoire au déploiement », « Pilotage, support et formation ») significativement supérieurs à ceux de projets comparables et a proposé une réduction de 289 k€ (–39 %) des charges d’exploitation demandées. À la suite de la consultation, l’opérateur a transmis une nouvelle trajectoire sur les postes « Chantier préparatoire au déploiement » et « Pilotage, support et formation », ajustée de 118 k€ grâce à une meilleure maîtrise des besoins en ETP. La CRE juge cette nouvelle trajectoire cohérente et la retient.
5.9. Les charges associées aux projets de comptage évolué finalement retenues par la CRE pour 2026-2029 sont présentées au tableau 15, avec des charges AMR (CNE et CCN) révisées de l’inflation. On y retrouve, par exemple, pour Régaz-Bordeaux, des CNE négatives (économies nettes) de l’ordre de –2 548 k€ à –2 458 k€ et des CCN autour de 1 494 k€ à 1 762 k€ ; pour R-GDS, des CNE de –406 k€ à –346 k€ et des CCN de 1 689 k€ à 1 762 k€ ; pour GreenAlp, des CNE de –504 k€ à –511 k€ ; pour Vialis, des CNE de –123 k€ à –86 k€ ; pour Gedia, des CNE proches de l’équilibre ; pour Barr Energies et Caléo, des CNE légèrement positives ou négatives selon les années ; pour Sorégies, des CNE proches de zéro ; et pour Trois-Frontières Distribution Gaz, des CNE positives (140 k€ à 184 k€) et des CCN croissantes (307 k€ à 249 k€).
6. CRCP de fin de période ATRD6 et report sur ATRD7
6.1. Les ELD, à l’exception de Caléo, ont intégré dans leurs demandes tarifaires une estimation de leur solde de CRCP prévisionnel au 1er janvier 2026, début de la période ATRD7. Pour Caléo, la CRE retient les valeurs issues des derniers travaux de mise à jour annuelle des tarifs ATRD6 (juin 2025). Pour les autres ELD, la CRE utilise l’estimation du solde de sortie du CRCP fournie par chaque opérateur, actualisée au taux sans risque de court terme de 3,8 %.
6.2. Après consultation, Régaz-Bordeaux et Barr Energies ont mis à jour leurs soldes de CRCP estimés (hausse de 800 k€ pour Régaz-Bordeaux, baisse de 200 k€ pour Barr Energies). La CRE retient ces demandes, en harmonisant l’actualisation au taux sans risque de 3,8 %. Les annuités de CRCP ATRD6 reportées sur 2026-2029 (tableau 16) sont, par exemple, de 7 576 k€/an pour Régaz-Bordeaux (solde de 28 680 k€), 1 299 k€/an pour R-GDS (solde de 4 917 k€), 1 217 k€/an pour GreenAlp (solde de 4 606 k€), 1 001 k€/an pour Vialis (solde de 3 791 k€), 499 k€/an pour Gedia (solde de 2 069 k€), 559 k€/an pour Barr Energies (solde de 2 118 k€), 271 k€/an pour Caléo (solde de 1 026 k€), 634 k€/an pour Sorégies (solde de 2 398 k€) et 186 k€/an pour Trois-Frontières Distribution Gaz (solde de 703 k€).
7. Hypothèses de quantités de gaz acheminé et de nombre de consommateurs desservis
7.1. Les ELD ont transmis leurs trajectoires d’évolution du nombre de points de livraison (PDL) et des quantités de gaz acheminé pour 2026-2029 (tableau 17). Les situations sont contrastées selon les caractéristiques locales. Sur la période ATRD7, les évolutions du nombre de PDL sont globalement négatives : Régaz-Bordeaux –3,6 % (214 779 clients moyens), R-GDS –5,4 % (95 578), GreenAlp –6,6 % (33 398), Vialis –3,0 % (28 758), Gedia –2,1 % (12 371), Barr Energies –1,2 % (12 311), Caléo –2,0 % (10 494), Sorégies –3,0 % (8 073), Trois-Frontières Distribution Gaz –1,2 % (7 659).
7.2. Les consommations annuelles moyennes (en GWh) reflètent également une tendance à la baisse : Régaz-Bordeaux –7,6 % (3 130 GWh), R-GDS –4,4 % (3 635 GWh), GreenAlp –10,4 % (381 GWh), Vialis –3,9 % (667 GWh), Gedia –0,5 % (318 GWh), Barr Energies –1,0 % (446 GWh), Caléo –15,6 % (192 GWh), Sorégies –1,8 % (183 GWh), Trois-Frontières Distribution Gaz –32,9 % (178 GWh). Ces évolutions traduisent à la fois des dynamiques de transition énergétique, de décarbonation des usages et des spécificités locales.
7.3. La CRE se montre particulièrement attentive à la construction des trajectoires de clients et de consommations, car des écarts importants peuvent générer des soldes de CRCP significatifs, susceptibles de se répercuter lors des changements de période tarifaire. Elle a demandé à chaque ELD de détailler la méthode et les hypothèses retenues. Dans sa consultation publique, la CRE a jugé ces méthodes et trajectoires cohérentes et a proposé de les retenir comme référence pour 2026-2029. Les réponses reçues, principalement de GRD eux-mêmes, confirment que les opérateurs se considèrent comme les mieux placés pour estimer ces trajectoires, en cohérence avec les schémas directeurs des énergies locaux.
7.4. La CRE retient donc, pour le tarif ATRD7 des ELD, les trajectoires de volumes acheminés et de consommateurs desservis déterminées par les opérateurs (tableau 18). Par exemple, le nombre de PDL de Régaz-Bordeaux passe de 218 750 en 2026 à 210 814 en 2029 ; celui de R-GDS de 98 224 à 92 962 ; GreenAlp de 34 545 à 32 278 ; Vialis de 29 191 à 28 327 ; Gedia de 12 501 à 12 240 ; Barr Energies de 12 388 à 12 235 ; Caléo de 10 602 à 10 386 ; Sorégies de 8 198 à 7 948 ; Trois-Frontières Distribution Gaz de 7 705 à 7 614. Les MWh acheminés suivent des trajectoires similaires, avec par exemple 3 245 649 MWh pour Régaz-Bordeaux en 2026 et 3 000 149 MWh en 2029, ou encore 3 718 065 MWh pour R-GDS en 2026 et 3 553 142 MWh en 2029.
8. Trajectoire d’évolution du revenu autorisé des ELD
8.1. Le revenu autorisé des ELD pour 2026-2029 est défini comme la somme des charges nettes d’exploitation (CNE), des charges de capital (CCN), des charges d’exploitation et de capital associées aux projets de comptage évolué et de l’apurement du solde du CRCP calculé au 1er janvier 2026. Cette construction vise à assurer une couverture intégrale des coûts régulés tout en intégrant les mécanismes de régulation incitative et de neutralisation des écarts via le CRCP.
8.2. Le tableau 19 présente la décomposition du revenu autorisé moyen annuel sur la période ATRD7. On y observe, par exemple, pour Régaz-Bordeaux, des CNE de 33 290 k€, des CCN de 35 648 k€, un apurement de CRCP de 7 576 k€, soit un revenu autorisé de 76 515 k€ par an. Pour R-GDS, les CNE sont de 24 527 k€, les CCN de 27 433 k€, l’apurement de CRCP de 1 299 k€, pour un revenu autorisé de 53 259 k€. GreenAlp affiche 8 945 k€ de CNE, 4 626 k€ de CCN, 1 217 k€ de CRCP, soit 14 787 k€ de revenu autorisé. Vialis présente 5 646 k€ de CNE, 5 807 k€ de CCN, 1 001 k€ de CRCP, pour 12 454 k€. Gedia atteint 7 168 k€ (3 593 k€ de CNE, 3 076 k€ de CCN, 499 k€ de CRCP). Barr Energies se situe à 6 869 k€ (2 985 k€ de CNE, 3 324 k€ de CCN, 559 k€ de CRCP). Caléo atteint 4 691 k€ (2 139 k€ de CNE, 2 281 k€ de CCN, 271 k€ de CRCP). Sorégies présente un profil particulier avec 707 k€ de CNE, 3 251 k€ de CCN, 634 k€ de CRCP, soit 4 592 k€. Enfin, Trois-Frontières Distribution Gaz affiche 2 270 k€ de CNE, 1 588 k€ de CCN, 186 k€ de CRCP, pour un revenu autorisé de 4 044 k€.
9. Spécificités tarifaires : timbre d’injection et relève résiduelle
9.1. Dans la délibération ATRD7 de GRDF, la CRE a étendu la tarification du timbre d’injection à l’ensemble des gaz renouvelables et bas carbone, en maintenant un terme variable différencié par zone (1/2/3) et en introduisant un terme capacitaire lié à la capacité maximale de production de chaque site. Pour le terme « volume », la facturation est désormais réalisée par phase d’un même site et non plus par site unique, avec une répartition au prorata des volumes injectés. La CRE étend ces principes aux ELD, tout en conservant les modalités de reversement entre gestionnaires de réseau pour le terme variable, mais sans répliquer le reversement sur la part capacitaire, compte tenu du faible nombre de producteurs de gaz renouvelables et bas carbone concernés.
9.2. Le reversement du terme variable du timbre d’injection se fait annuellement, en fonction des recettes d’injection effectivement perçues, pour les producteurs raccordés en distribution soumis au terme « volume » de niveau 2 ou 3. Les volumes associés à ces transferts sont pris en compte au CRCP à 100 %. La majorité des acteurs s’est prononcée en faveur de ces principes, ce qui conduit la CRE à reconduire le reversement sur le terme variable, sans l’étendre au terme capacitaire. Sur la base de la grille applicable au 1er juillet 2025, les montants sont, par exemple, pour le niveau 3, 0,74 €/MWh injecté (0,61 €/MWh reversés par les GRD aux GRT, 0,00 €/MWh reversés par les GRT aux GRD) ; pour le niveau 2, 0,42 €/MWh (0,05 €/MWh reversés par les GRD aux GRT, 0,00 €/MWh reversés par les GRT aux GRD) et un terme capacitaire de 53,03 €/MWh/j/an installé (12,73 €/MWh/j/an reversés par GRDF aux GRT, 40,30 €/MWh/j/an reversés par les GRT à GRDF) ; pour le niveau 1, 0,00 €/MWh.
9.3. Concernant la relève résiduelle, le tarif ATRD7 de GRDF a introduit un terme spécifique pour couvrir les surcoûts liés aux consommateurs muets (absence de communication d’index pendant plus de 12 mois) non équipés de compteur Gazpar, fixé à 3,87 € HT par mois au 1er juillet 2025. Ce terme couvre les coûts de parcours utilisateur (contacts, réclamations, contrôles terrain) et de systèmes d’information. Pour les ELD, les périodes de déploiement massif et les taux d’avancement sont rappelés au tableau 20 : Régaz-Bordeaux (2020-2026, 93 %), R-GDS (2024-2028, 55 %), GreenAlp (2021-2025, 99 %), Sorégies (2024-2026, 91 %), tandis que Vialis, Gedia, Barr Energies, Caléo et Trois-Frontières Distribution Gaz n’ont pas encore démarré le déploiement massif.
9.4. Les ELD n’ont pas demandé l’introduction d’un terme de relève résiduelle dans ATRD7. La CRE constate que, pour Régaz-Bordeaux et GreenAlp, le nombre de clients non équipés de compteurs communicants est très faible (quelques centaines). Dans sa consultation publique, elle a estimé que l’introduction d’un tel terme serait peu opportune, en raison d’une complexité de mise en œuvre et de gestion disproportionnée au regard du bénéfice collectif (fiabilité du comptage sur un faible volume). Malgré la demande de certains acteurs pour une harmonisation avec GRDF, la CRE rappelle que les catalogues de prestations des GRD permettent déjà de facturer des relevés spéciaux à pied et que des contrôles ciblés peuvent être réalisés en cas de doute. Compte tenu du très faible nombre de refus de pose de compteurs communicants, la CRE maintient son orientation et n’introduit pas de relève résiduelle pour les ELD dans ATRD7.
10. Décision finale de la CRE et articulation avec la péréquation nationale
10.1. La CRE fixe le cadre de régulation et le niveau des revenus autorisés prévisionnels des ELD de gaz à compter du 1er juillet 2026, selon la méthode et les paramètres détaillés dans la délibération. Elle définit, pour une durée d’environ quatre ans, le cadre de régulation tarifaire et les paramètres de régulation incitative applicables à Régaz-Bordeaux, R-GDS, GreenAlp, Vialis, Gedia, Barr Energies, Caléo, Sorégies et Trois-Frontières Distribution Gaz. Elle arrête la trajectoire des charges d’exploitation, le CMPC de 4,0 % et l’évolution prévisionnelle du revenu autorisé, ainsi que les principes de structure tarifaire spécifiques applicables à partir du 1er juillet 2026.
10.2. En application du principe de péréquation nationale, les grilles tarifaires applicables au 1er juillet 2026 seront déterminées à la maille nationale pour l’ensemble des GRD. Une délibération ultérieure fixera la grille tarifaire et les modalités d’évolution annuelle des grilles. La CRE propose par ailleurs l’approbation du projet de comptage évolué de Trois-Frontières Distribution Gaz, conformément au point 3.1.3. Le Conseil supérieur de l’énergie a rendu son avis le 26 mars 2026. La délibération est publiée au Journal officiel de la République française et sur le site de la CRE, et transmise aux ministres chargés de l’économie et de l’énergie, marquant l’entrée en vigueur du nouveau cadre ATRD7 pour les ELD de gaz naturel.
Droit des transports
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