1.1. Le texte précise que, pour l’exercice 2026, le revenu autorisé définitif des entreprises locales de distribution de gaz (ELD) est construit comme une somme de postes de charges, diminuée de plusieurs postes de recettes, puis ajustée par des incitations financières. Cette architecture vise à encadrer la régulation gaz en sécurisant à la fois la couverture des coûts via le CRCP (compte de régularisation des charges et des produits), la stabilité des recettes tarifaires et l’efficacité des incitations financières appliquées aux ELD.
1.2. Les charges prises en compte incluent notamment : les charges nettes d’exploitation incitées prévisionnelles, les charges nettes d’exploitation incitées prévisionnelles relatives aux projets de comptage des ELD, les charges de capital normatives (y compris celles liées aux projets de comptage évolué), les charges relatives aux pertes et différences diverses, les charges relatives aux impayés, les charges d’avantage en nature énergie (couvertes à 80 % au CRCP), les charges nettes relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique, les charges relatives au biométhane, les charges relatives aux coûts échoués et aux moins-values de cession approuvées par la CRE, ainsi que l’apurement du solde du CRCP provisoire du tarif ATRD6.
1.3. Du côté des recettes, sont retranchés : les revenus tarifaires perçus par les ELD (y compris les recettes du terme tarifaire d’injection de biométhane), les recettes au titre des pénalités pour dépassements de capacité des options T4 et TP, les recettes extratarifaires non incitées, les écarts de recettes liés à des évolutions non prévues de tarifs des prestations annexes, ainsi que les recettes au titre des plus-values de cession d’actifs immobiliers ou de terrains (prises en compte à 80 %).
1.4. Enfin, sont ajoutées les incitations financières liées à la régulation incitative spécifique aux projets de comptage évolué, à la régulation incitative des dépenses de R&D, à la régulation incitative de la qualité de service, à la régulation incitative à la réalisation d’actions prioritaires et à la régulation incitative relative à la maîtrise et à la priorisation des investissements. L’ensemble constitue un dispositif de régulation gaz visant à sécuriser le CRCP, les recettes et les incitations financières des ELD.
2.1. Les charges nettes d’exploitation incitées prévisionnelles correspondent aux charges nettes d’exploitation retenues pour établir le revenu autorisé des ELD sur la période 2026-2029, à l’exception de plusieurs postes spécifiques : charges relatives aux projets de comptage évolué, impayés, avantages en nature énergie, pertes et différences diverses, charges d’exploitation du portail aiguilleur et recettes extratarifaires non incitées. Ces exclusions permettent de cibler la partie des charges soumise à régulation incitative.
2.2. Le texte fournit des valeurs de référence en k€ courants pour 2026-2029 pour chaque ELD (Régaz-Bordeaux, R-GDS, GreenAlp, Vialis, Gedia, Barr Energies, Caléo, Sorégies, Trois-Frontières Distribution Gaz). Par exemple, pour Régaz-Bordeaux, les charges nettes d’exploitation incitées prévisionnelles sont de 33 099 k€ en 2026, 34 011 k€ en 2027, 34 630 k€ en 2028 et 35 615 k€ en 2029. Pour R-GDS, elles s’établissent à 24 556 k€ en 2026 et 26 030 k€ en 2029.
2.3. Le montant effectivement pris en compte dans le calcul du revenu autorisé définitif est corrigé de l’écart entre inflation prévisionnelle et inflation réalisée. La méthode consiste à diviser la valeur de référence de l’année N par l’inflation prévisionnelle entre 2024 et N, puis à multiplier par l’inflation réalisée sur la même période, définie comme l’évolution de l’indice des prix à la consommation hors tabac (INSEE 1763852). Ce mécanisme sécurise les ELD contre un écart d’inflation, tout en maintenant la cohérence avec les hypothèses initiales de la trajectoire tarifaire.
3.1. Les charges de capital normatives non incitées jouent un rôle central dans la détermination du revenu autorisé définitif. Pour R-GDS (jusqu’en 2028), Vialis, Gedia, Barr Energies, Caléo, Sorégies (en 2026) et Trois-Frontières Distribution Gaz, le montant de référence correspond aux charges de capital normatives hors groupes d’actifs G10, G10bis, G11, G12, G13, c’est-à-dire hors capital lié au comptage évolué.
3.2. Pour Régaz-Bordeaux et GreenAlp, ainsi qu’après la phase de déploiement massif pour R-GDS (en 2029) et Sorégies (2027-2029), le montant de référence inclut les charges de capital normatives totales, y compris celles associées aux compteurs évolués. Le texte souligne que ces charges ne sont alors plus distinguées et sont intégrées à la trajectoire globale des charges de capital normatives pour 2026-2029, ce qui traduit un basculement du projet de comptage évolué vers un régime de capital « de droit commun ».
3.3. Les valeurs prévisionnelles de ces charges de capital normatives sont détaillées pour chaque ELD. Par exemple, pour Régaz-Bordeaux, elles passent de 34 839 k€ en 2026 à 36 503 k€ en 2029 ; pour R-GDS, de 24 770 k€ à 28 656 k€. Ces trajectoires structurent la base de capital rémunérée et conditionnent la stabilité des recettes tarifaires nécessaires à la couverture des investissements.
4.1. Les charges relatives aux pertes et différences diverses correspondent à la différence entre les quantités de gaz livrées en entrée de réseau et les quantités facturées aux consommateurs. Elles incluent les achats de gaz sur le marché, les flux liés au compte d’écart distribution (CED) avec les fournisseurs et au compte inter-opérateur (CIO) avec les GRT. Les montants prévisionnels 2026-2029 sont fournis, par exemple 379 k€ pour Régaz-Bordeaux en 2026, décroissant à 219 k€ en 2029, tandis que plusieurs ELD (R-GDS, GreenAlp, Gedia, Caléo, Sorégies, Trois-Frontières Distribution Gaz) affichent des montants nuls, ce qui limite l’exposition de ces opérateurs à ce poste.
4.2. Les charges relatives aux impayés sont prises en compte à hauteur de la charge réellement supportée par chaque ELD, avec des valeurs prévisionnelles détaillées (par exemple, pour Régaz-Bordeaux : 164 k€ en 2026, 167 k€ en 2029 ; pour R-GDS : de 257 k€ à 272 k€). Le texte précise une exception pour les impayés liés à la part acheminement de consommateurs bénéficiant d’un TRV antérieurement au 31 décembre 2015, en lien avec une décision du Cordis, ce qui illustre la prise en compte de contraintes juridiques spécifiques dans la régulation.
4.3. Les charges nettes relatives à la contrepartie versée aux fournisseurs pour la gestion des clients en contrat unique sont calculées comme la différence entre les contreparties versées et les recettes perçues au titre du terme Rf. Les montants pris en compte sont plafonnés par les montants maximaux par point de livraison définis par la délibération CRE n° 2018-012, modifiée en 2020, ce qui encadre le risque pour le CRCP et pour les utilisateurs des réseaux.
4.4. Les charges d’exploitation relatives au portail aiguilleur pour Régaz-Bordeaux et R-GDS sont également couvertes, avec des montants prévisionnels nuls jusqu’en 2027 puis significatifs en 2028-2029 (par exemple 456 k€ et 664 k€ pour Régaz-Bordeaux). Les charges de capital normatives (CCN) associées au projet, non incitées, sont couvertes à 100 % au CRCP, ce qui sécurise l’investissement dans cet outil jugé prioritaire pour le fonctionnement du marché.
5.1. Les charges relatives au biométhane comprennent la part du terme tarifaire d’injection de biométhane correspondant aux charges d’exploitation des rebours (0,61 €/MWh pour le niveau 3) et aux charges d’exploitation des canalisations transport (0,05 €/MWh pour le niveau 2), ainsi que les charges supportées pour les prestations annexes liées à l’injection de gaz renouvelables et bas-carbone. Ces charges sont couvertes au CRCP, ce qui garantit la neutralité financière des ELD vis-à-vis du développement du biométhane.
5.2. Les coûts échoués jugés récurrents ou prévisibles sont intégrés dans les charges d’exploitation incitées, avec des trajectoires chiffrées par ELD (par exemple, pour Régaz-Bordeaux : de 202 k€ en 2026 à 214 k€ en 2029). Les coûts échoués non récurrents et les moins-values de cession font l’objet d’un examen au cas par cas par la CRE, et les valeurs prévisionnelles sont nulles, ce qui traduit une approche prudente : la couverture via le CRCP n’est accordée qu’après analyse argumentée.
5.3. Pour les projets de comptage évolué, le montant de référence dans le revenu autorisé prévisionnel est la somme des charges nettes d’exploitation et des charges de capital normatives liées au projet. Les tableaux fournis montrent des montants parfois négatifs pour les charges d’exploitation (par exemple, -26 k€ pour R-GDS en 2026, -346 k€ en 2028), traduisant des gains d’efficacité attendus. Les charges de capital normatives associées aux projets de comptage (par exemple, pour Vialis : de 234 k€ en 2026 à 446 k€ en 2029) sont prises en compte à hauteur du réalisé pour le calcul du revenu autorisé définitif, ce qui limite le risque de sur-rémunération.
5.4. Une fois le déploiement des compteurs évolués achevé, les charges de capital normatives liées aux compteurs évolués ne sont plus incitées et sont intégrées aux charges de capital normatives non incitées. Ce basculement marque la fin de la phase de projet et l’intégration des compteurs évolués dans le patrimoine standard des réseaux.
6.1. L’apurement du solde du CRCP provisoire du tarif ATRD6 constitue un poste de charges explicite. Les montants de référence sont constants sur 2026-2029 pour chaque ELD (par exemple, 7 576 k€ par an pour Régaz-Bordeaux, 1 299 k€ pour R-GDS, 1 217 k€ pour GreenAlp). Cette constance permet de lisser dans le temps l’impact des régularisations passées sur les recettes tarifaires futures.
6.2. Les charges liées à l’avantage en nature énergie font l’objet d’une couverture partielle au CRCP : 80 % de l’écart entre la trajectoire réalisée et la trajectoire de référence est pris en charge (ou restitué). La trajectoire de référence est détaillée par ELD (par exemple, pour Régaz-Bordeaux : de 1 764 k€ en 2026 à 1 865 k€ en 2029 ; pour R-GDS : de 1 276 k€ à 1 349 k€). Ce mécanisme limite l’exposition des ELD aux variations de ce poste tout en conservant une part de risque (20 %) pour inciter à la maîtrise des avantages en nature.
7.1. Les recettes extratarifaires non incitées sont prises en compte pour le calcul du revenu autorisé définitif à hauteur des montants effectivement perçus, notamment au titre des participations de tiers et des prestations annexes récurrentes facturées aux fournisseurs (par exemple, locations de compteur). Les valeurs prévisionnelles 2026-2029 sont fournies pour chaque ELD (Régaz-Bordeaux : de 3 538 k€ à 3 632 k€ ; R-GDS : de 1 965 k€ à 2 079 k€), ce qui permet d’anticiper la part de recettes hors tarif d’acheminement.
7.2. Les écarts de recettes liés à des évolutions non prévues de tarifs des prestations annexes sont calculés comme la différence entre les recettes effectivement perçues et celles qui auraient été perçues si les tarifs avaient suivi les formules d’indexation annuelle définies par la délibération CRE n° 2021-158. Ce mécanisme neutralise, dans le calcul du revenu autorisé, les effets de décisions tarifaires sur les prestations annexes qui s’écarteraient de la trajectoire de référence.
7.3. Les recettes au titre du terme tarifaire d’injection de biométhane sont prises en compte à hauteur des montants effectivement collectés, avec des niveaux unitaires précisés (par exemple, pour le niveau 3 : 0,74 €/MWh injectés et un timbre capacitaire de 53,03 €/MWh/j/an). Ces recettes sont symétriques des charges de biométhane évoquées plus haut et s’inscrivent dans la logique de neutralité financière des ELD sur ce segment.
7.4. Les recettes au titre des plus-values de cession d’actifs immobiliers ou de terrains sont intégrées à hauteur de 80 % du produit de cession net de la valeur nette comptable, ce qui partage le gain entre l’opérateur et les utilisateurs du réseau. Les recettes au titre des pénalités pour dépassements de capacités des options T4 et TP sont également prises en compte, avec des montants prévisionnels parfois négatifs (par exemple, pour R-GDS : -43 k€ en 2026, -46 k€ en 2029), ce qui traduit une réduction du revenu autorisé en contrepartie de ces pénalités.
8.1. La régulation incitative spécifique au projet de comptage évolué repose sur des incitations financières définies par des délibérations de la CRE (notamment la délibération n° 2024-212 et l’annexe 3 de la présente délibération). Le montant de référence pris en compte pour le revenu autorisé définitif est la somme des incitations relatives au projet pour l’année considérée. Ce dispositif vise à encourager le déploiement efficace des compteurs évolués tout en contrôlant les coûts.
8.2. La régulation incitative des dépenses de recherche et développement (R&D) fixe des montants de référence par ELD (par exemple, pour Régaz-Bordeaux : de 40 k€ en 2026 à 43 k€ en 2029 ; pour R-GDS : 154 k€ en 2026 puis des montants décroissants). Si les dépenses de R&D réalisées sur 2026-2029 sont inférieures aux montants de référence cumulés (recalés de l’inflation réalisée), la différence est prise en compte dans le solde du CRCP de fin de période. Une incitation à la mutualisation des dépenses de R&D est également prévue : si 30 % des budgets alloués ne sont pas dépensés dans des projets mutualisés, cette part est restituée aux utilisateurs via le CRCP.
8.3. La régulation incitative de la qualité de service repose sur un ensemble d’indicateurs suivis et certifiés par un organisme extérieur, avec possibilité d’audit par la CRE. Certains indicateurs donnent lieu à des incitations financières, comme le nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD, le taux de mises en service (MES) réalisées dans les délais demandés, le taux de mises hors service (MHS) réalisées dans les délais demandés et le taux de relevés semestriels (6M) sur index réels. Les objectifs de référence (par exemple, 98 % pour les MES, 99 % pour les MHS, trajectoire de 96,5 % à 98 % pour les relevés 6M) et les montants de bonus/malus (2 400 € ou 5 000 € par point d’écart, avec des planchers d’incitations) structurent un cadre incitatif précis.
8.4. La régulation incitative associée à la réalisation d’actions prioritaires introduit un mécanisme de pénalités lié au respect des délais d’exécution de projets jugés prioritaires pour l’innovation et la concurrence, comme la mise en œuvre du portail fournisseurs pour Régaz-Bordeaux et R-GDS à l’horizon du 1er janvier 2029. Les pénalités calculées annuellement à partir de 2026 sont intégrées dans le revenu autorisé définitif, ce qui renforce la pression sur la réalisation effective de ces actions.
9.1. Le tarif ATRD7 étend à toutes les ELD le dispositif incitatif à la maîtrise et à la priorisation des dépenses d’investissements. Une enveloppe d’investissements est définie pour chaque ELD sur 2026-2029 (par exemple, pour Régaz-Bordeaux : de 17 103 k€ en 2026 à 15 945 k€ en 2029 ; pour R-GDS : de 11 251 k€ à 9 981 k€). Cette enveloppe est corrigée annuellement en fonction du volume de gaz bas-carbone et renouvelable effectivement installé, ce qui lie la trajectoire d’investissement à la transition énergétique.
9.2. Les investissements réalisés au-delà de cette enveloppe donnent lieu, en fin de période 2026-2029, à un malus égal à 20 % de l’écart entre la trajectoire prévisionnelle (corrigée de l’inflation réalisée) et les dépenses réalisées. Le montant de référence de cette régulation incitative est calculé en fin de période tarifaire et vient ajuster le revenu autorisé définitif. Ce mécanisme incite les ELD à prioriser leurs investissements et à éviter les surcoûts non justifiés, tout en laissant une marge d’adaptation aux besoins locaux.
10.1. Les prévisions de recettes tarifaires reposent sur des hypothèses de nombre moyen annuel de consommateurs raccordés, de souscription annuelle de capacités journalières (en MWh/jour) pour les options T4 et TP, ainsi que de distance pour le tarif de proximité. Certaines données sont en annexe confidentielle, mais le texte détaille les règles de ventilation semestrielle pour les ELD en année calendaire (GreenAlp, Vialis, Gedia, Trois-Frontières Distribution Gaz, Sorégies) et en année gazière (Régaz-Bordeaux, R-GDS, Barr Energies).
10.2. Pour les ELD en année calendaire, les quantités de gaz acheminées par option tarifaire sont ventilées entre 1er et 2d semestre selon des pourcentages spécifiques (par exemple, pour GreenAlp : T1 à 59 % au 1er semestre et 41 % au 2d ; T3 à 62 % puis 38 %). Le nombre de consommateurs moyen raccordés par semestre est calculé comme une combinaison pondérée des nombres annuels N-1, N et N+1, ce qui permet de lisser les évolutions. Les recettes semestrielles pour les abonnements, le terme proportionnel à la capacité journalière et le terme proportionnel à la distance sont obtenues en multipliant les prévisions semestrielles par 50 %.
10.3. Pour les ELD en année gazière, les règles de ventilation diffèrent : par exemple, pour Régaz-Bordeaux, les quantités T1 sont ventilées à 89 % sur le 1er semestre et 11 % sur le 2d ; pour R-GDS, T2 est ventilé à 94 % puis 6 %. Les recettes semestrielles sont obtenues en appliquant des coefficients de 75 % pour le 1er semestre et 25 % pour le 2d. Ces règles techniques assurent la cohérence entre la saisonnalité de la consommation de gaz et la répartition des recettes tarifaires sur l’année.
11.1. Le texte fournit des valeurs de référence détaillées pour chaque ELD en termes de quantités de gaz acheminées (en MWh) et de nombre moyen annuel de consommateurs raccordés par option tarifaire (T1, T2, T3, T4, TP). Pour Régaz-Bordeaux, par exemple, les quantités T2 passent de 1 901 228 MWh en 2025 à 1 741 694 MWh en 2029, tandis que le nombre de consommateurs T2 diminue de 149 949 à 141 949. Ces trajectoires traduisent une légère baisse de la consommation moyenne par client et une érosion du parc raccordé sur certains segments.
11.2. Pour R-GDS, les quantités T2 diminuent de 1 459 654 MWh en 2025 à 1 351 675 MWh en 2029, et le nombre de consommateurs T2 de 73 442 à 68 796. Pour GreenAlp, la baisse est marquée sur T3 (de 94 966 MWh à 70 394 MWh) et sur le nombre de consommateurs T1 (de 9 107 à 7 400). Ces évolutions sont cohérentes avec une tendance de réduction des volumes de gaz distribués, qui doit être intégrée dans la construction des recettes tarifaires et des revenus autorisés.
11.3. Les autres ELD (Vialis, Gedia, Barr Energies, Caléo, Sorégies, Trois-Frontières Distribution Gaz) présentent également des trajectoires spécifiques, avec parfois des quantités stables (par exemple, T3 de Barr Energies à 115 563 MWh sur toute la période) ou des diminutions progressives (Caléo T2 de 126 050 MWh à 89 483 MWh). Certaines valeurs pour T4 et TP sont en annexe confidentielle, ce qui limite l’analyse détaillée de ces segments mais n’empêche pas de constater une tendance globale à la baisse des volumes.
12.1. L’annexe 2 détaille la régulation incitative de la qualité de service à travers plusieurs indicateurs donnant lieu à incitation financière. Le nombre de rendez-vous planifiés non respectés par le GRD est suivi pour les ELD disposant d’un tarif spécifique et pour celles disposant du tarif commun, avec un objectif de 100 % des rendez-vous non tenus indemnisés. Les pénalités sont alignées sur les montants facturés en cas de non-exécution d’une intervention du fait du consommateur ou du fournisseur, ce qui crée une symétrie incitative.
12.2. Les taux de MES et de MHS réalisées dans les délais demandés pour Régaz-Bordeaux, R-GDS et GreenAlp sont calculés trimestriellement et donnent lieu à des bonus/malus annuels via le CRCP. L’objectif de 98 % pour les MES et de 99 % pour les MHS, avec des pénalités/bonus de 2 400 € par point d’écart et des planchers d’incitations (par exemple, -44 200 € pour les MES, -25 200 € pour les MHS), encadre strictement la performance attendue.
12.3. Le taux de relevés semestriels (6M) sur index réels pour R-GDS, Vialis, Gedia, Caléo, Barr Energies, Trois-Frontières Distribution Gaz et Sorégies est un autre indicateur clé. L’objectif de référence progresse de 96,5 % en 2026 à 98 % en 2029, avec des pénalités/bonus de 5 000 € ou 1 500 € par point selon l’ELD, et des planchers d’incitations (par exemple, -26 000 € pour R-GDS, -7 800 € pour Vialis). Ce dispositif renforce la fiabilité des données de consommation, essentielle pour la facturation et la concurrence.
12.4. L’ensemble de ces indicateurs, certifiés par un organisme extérieur et potentiellement audités par la CRE, contribue à sécuriser la régulation gaz en liant une partie des incitations financières des ELD à des résultats mesurables en matière de qualité de service. Combiné aux mécanismes de CRCP, de régulation incitative des investissements et de gestion des recettes tarifaires, ce cadre vise à assurer un équilibre entre la soutenabilité économique des ELD, la protection des utilisateurs des réseaux et la poursuite des objectifs de transition énergétique.
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