Détermination du Coût Moyen Pondéré du Capital des activités régulées de GrDF pour la période ...

100 Pages·2015·3.09 MB·French

by  Stephane Wakeford

CONFIDENTIEL

Détermination du Coût Moyen Pondéré du
Capital des activités régulées de GrDF pour
la période relative à l’ATRD5
Rapport réalisé pour GrDF et son actionnaire
Engie
Mai 2015
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NERA Economic Consulting
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Glossaire 9
Synthèse 10
Introduction 12
A. Contexte 12
B. Temps long, stabilité et prévisibilité de la régulation 12
C. Un environnement économique et financier instable 13
D. Cadre théorique et méthodologique 18
1. Estimation du Coût du Capital 18
2. Marché de référence 19
3. Cohérence méthodologique 20
4. Références externes de régulation 21
La proposition de CMPC 22
A. La proposition de CMPC 22
B. Le caractère raisonnable de la proposition. 23
C. Les comparaisons avec les décisions en Europe 25
1. Des comparaisons par nature imparfaites 25
2. Le traitement des immobilisations en cours varie selon les
pays 27
3. Les méthodes d’indexation de la BAR diffèrent 28
4. Des risques différents en fonction du cadre de régulation,
du marché et des caractéristiques du réseau 29
Analyse des paramètres du CMPC 31
A. Taux sans risque 31
1. Introduction 31
2. La méthodologie retenue par la CRE en 2012 31
3. Taux sans risque nominal 32
4. Taux sans risque retenus par les régulateurs 33
5. Valeur recommandée par NERA 34
B. Prime de marché 36
1. Introduction 36
2. La méthodologie retenue par la CRE en 2012 36
3. Analyse rétrospective de la prime de marché 37
4. Analyse prospective de la prime de marché 38
5. Relation entre les analyses rétrospectives et prospectives
de la prime de marché 40
6. Analyse par sondage de la prime de marché 40
7. Les primes de risque de marché retenues par les
régulateurs 41
8. Lien entre le taux sans risque et la prime de marché 43
9. Valeurs recommandées par NERA 45
C. Structure financière 47
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1. Méthodologie retenue par la CRE en 2012 47
2. Fondement théorique 47
3. Méthodologie de détermination du levier normatif 49
4. Benchmark des décisions des régulateurs 50
1. Leviers observés chez les comparables 51
2. Valeur recommandée par NERA 51
D. Beta des actifs et des fonds propres 52
1. La méthodologie retenue par la CRE en 2012 52
2. Les déterminants économiques du bêta et leur évolution
depuis 2012 52
3. Vérification de la cohérence des valeurs retenues par le
marché 53
4. Benchmark des bêtas retenus par les régulateurs
européens et limites de cette analyse 57
5. Valeurs recommandées par NERA 60
E. Coût de la dette 62
1. Valeurs retenues par la CRE en 2012 62
2. Nécessité d’une approche de long terme qui reflète la dette
embarquée 62
3. Evolution du coût de la dette nominale 63
4. Notation à retenir pour la détermination du coût de la dette 65
5. Benchmark des méthodologies utilisées par les régulateurs
et des valeurs retenues 66
6. Valeurs recommandées par NERA 68
F. Régime fiscal 69
1. Le passage des valeurs nominales après impôts aux
valeurs en réel avant impôts. 69
2. La prise en compte du « rabot fiscal » dans le schéma
fiscal français 72
3. Valeurs recommandées par NERA 73
G. Taux d’inflation 74
1. Introduction 74
2. La méthodologie retenue par la CRE en 2012 74
3. Hypothèses d’inflation 75
4. Valeur recommandée par NERA 76
H. Fourchette de CMPC proposée par NERA 77
Annexe I. Les principes et les origines du MEDAF 79
Annexe II. Operational Capital Maintenance et Financial
Capital Maintenance 80
Annexe III. Méthode de calcul des bêtas 83
Annexe IV. Méthode d’ajustement des bêtas 85
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Annexe V. Comparables de second et troisième rang 87
Annexe VI. Méthodologie Moody’s 88
Annexe VII. Analyse des taux forward 89
Annexe VIII. Analyse de sensibilité 90
Annexe IX. Caractéristiques de marché des réseaux de
gaz européens 95
Annexe X. Période exacte retenue pour l’estimation de
chaque paramètre 97

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Figure 1 : CMPC réel avant IS proposé pour la période tarifaire 2016-2019 pour la
distribution de gaz 10
Figure 2: Durée de vie normative des actifs régulés entrés en service à partir du 1er
janvier 2003 dans la distribution de gaz en France 12
Figure 3 : Mesure de la volatilité sur le marché (VIX) 14
Figure 4 : Mesure de l’aversion au risque 15
Figure 5 : Évolution des taux sans risque européens 16
Figure 6 : Évolution des taux sans risque français et allemand 16
Figure 7 : CMPC réel avant IS proposé pour la période tarifaire 2016-2019 pour la
distribution de gaz 22
Figure 8 : CMPC proposé pour la période tarifaire 2016-2019 pour la distribution de
gaz 24
Figure 9 : CMPC nominal après IS – historique et proposé (calculé à méthode
identique) 25
Figure 10 : CMPC réel avant IS proposé et comparaison aux CMPC européens dans
le transport et la distribution de gaz, dernière décision disponible 26
Figure 11 : CMPC nominal après IS proposé et comparaison aux CMPC européens
dans le transport et la distribution de gaz, dernière décision disponible 27
Figure 12 : Evolution de l’IPCH et de l’indice retenu par la CRE pour l’indexation de la
BAR de GrDF (actifs entrés en service après 2003) 28
Figure 13 : Evolution de l’IPCH et du Retail Price Indexe au Royaume-Uni 29
Figure 13 : Taux sans risque retenus dans les dernières décisions de régulation 31
Figure 14 : Possibles estimations du taux sans risque aux dates des prises de
décisions de régulation 32
Figure 15 : Estimation du taux sans risque nominal à partir des OAT 33
Figure 16 : Taux sans risque retenus dans différentes décisions de régulation
françaises 33
Figure 17 : Taux sans risque nominal retenus dans différentes décisions de
régulation européennes 34
Figure 18 : Primes de marché d’après le Credit Suisse Global Investment Returns
Sourcebook 2011 36
Figure 19 : Primes de marché d’après le Credit Suisse Global Investment Returns
Sourcebook 2015 37
Figure 20 : Primes de marché en excluant la Chine et la Russie 37
Figure 21 Evolution de la prime de marché en France d'après le modèle DGM de
Bloomberg 39
Figure 22 : Primes de marché estimées par le modèle DGM de Bloomberg 40
Figure 23 : Primes de marché estimées par sondage 41
Figure 24 : Primes de marché retenues dans différentes décisions de régulation
françaises 42
Figure 25 : Primes de marché retenues par différents régulateurs européens 43
Figure 26 : Corrélation entre le taux sans risque et la prime de marché 44
Figure 27 : Évolution du couple de taux sans risque et de primes de marché 45
Figure 28 : Structure financière optimale d’une entreprise fictive (schéma théorique) 48
Figure 29 : Note de crédit et taux d’endettement 49
Figure 30 : Taux d’endettements retenus par les régulateurs européens 50
Figure 31 : Leviers [Dette / (Dette + Capitaux Propres)] observés au sein des
comparables 51
Figure 32 : Bêtas des actifs (méthode Modigliani-Miller) des comparables de réseaux
européens ajustés selon la méthode Blume 54
Figure 33 : Part de l’activité réseau régulé et part de l’activité gaz dans les revenus
de l’échantillon de comparables 55
Figure 34 : Bêtas de l’actif économique (méthode Modigliani-Miller) des comparables
de réseau européens ajustés selon la méthode Blume. Intervalle de confiance de
95% 56
Figure 35 : Moyenne mobile 1 an du bêta des actifs (méthode Modigliani-Miller) des
comparables de réseaux européens ajustés selon la méthode Blume. Intervalle
de confiance de 95% 57
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Figure 36 : Bêtas des fonds propres tels que déterminés par les régulateurs
européens pour les activités distribution et transport de gaz 58
Figure 37 : Bêtas de l’actif économique tels que déterminés par les régulateurs
européens pour les activités distribution et transport de gaz 59
Figure 38 : Comparaison de certains risques portés et de la rémunération
complémentaire des actifs dans les systèmes de régulation de l’échantillon pour
l’activité distribution de gaz 60
Figure 40 : Part de la dette à taux fixe des comparables et note de crédit 63
Figure 41 : Evolution du coût de la dette maturité 10Y+ pour les sociétés non
financières en Europe 64
Figure 42 : Evolution du coût de la dette maturité 10Y+ pour les sociétés non
financières en Europe en Euros 64
Figure 43 : Distribution de la notation de crédit Moody’s en date de Novembre 2014
pour les réseaux de gaz et d’électricité 65
Figure 44 : Note de crédit des réseaux de gaz européens de l’échantillon de
comparables 66
Figure 45 : Coût de la dette nominal avant IS – Décisions des régulateurs européens 67
Figure 46 : Comparaison des revenus autorisés suivant l'ordre choisi pour la
transformation des taux nominaux après impôts en taux réels avant impôts. 71
Figure 47: Trajectoire d’inflation pour la France 75
Figure 48 : Trajectoire d’inflation historique en France (indice INSEE 641194) 75
Figure 49 : CMPC réel avant IS proposé pour la période tarifaire 2016-2019 pour la
distribution de gaz 77
Figure 50 : Comparaison des flux de revenus autorisés suivant les cadres de
régulation 80
Figure 51 : Comparaison des flux de revenus autorisés suivant les cadres de
régulation 81
Figure 52 : Comparaison des flux de revenus autorisés dans le cadre OCM suivant le
niveau d’inflation 81
Figure 53 : Comparaison des flux de revenus autorisés dans le cadre FCM suivant le
niveau d’inflation 82
Figure 54 : Bêtas des actifs (méthode Modigliani-Miller) ajustés selon la méthode
Blume ou Vasiček 86
Figure 55 : Bêtas des actifs (méthode Modigliani-Miller) des comparables européens
de second rang ajustés selon la méthode Blume 87
Figure 56 : Bêtas des actifs (méthode Modigliani-Miller) des comparables non
européens ajustés selon la méthode Blume 87
Figure 57 : Méthodologie de notation de crédit de Moody’s pour les réseaux régulés
de gaz et d’électricité 88
Figure 58 : Taux forward européens maturité 1 an 89
Figure 59 : Paramètres retenus dans le scénario principal 90
Figure 60 : Sensibilité aux hypothèses de taux sans risque de marché et de prime de
marché 91
Figure 61 : Sensibilité aux hypothèses de bêta désendetté et aux ajustements 92
Figure 62 : Sensibilité aux hypothèses de levier et de coût de la dette 93
Figure 63 : Sensibilité aux hypothèses de taux sans risque et d’inflation 94
Figure 64: Caractéristiques de marché pour la distribution de gaz en France et en
Europe 95
Figure 65: consommation de gaz par usage en Europe 96

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Glossaire

ATRD 4 : Tarif péréqué d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de
GrDF entrés en vigueur au 1er juillet 2012 pour une période d’environ quatre ans

ATRD 5 : Tarif péréqué d'utilisation des réseaux publics de distribution de gaz naturel de
GrDF destiné à entrer en vigueur en 2016 pour une période d’environ quatre ans
er
ATRT 5 : Tarifs d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel en vigueur depuis le 1
avril 2013 pour une période d’environ quatre ans

er
ATTM 4 : Tarifs d’utilisation des terminaux méthaniers régulés en vigueur depuis le 1 avril
2013 pour une période d’environ quatre ans

BCE : Banque Centrale Européenne
CMPC : Coût Moyen Pondéré du Capital
CRE : Commission de Régulation de l’Energie
INSEE : Institut National de la Statistique et des Etudes Economiques
IS : Impôt sur les sociétés
FMI : Fonds Monétaire International
MEDAF : Modèle d’Evaluation des Actifs Financiers
OAT : Obligation Assimilable du Trésor
OCDE : Organisation de Coopération et de Développement Economiques

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Synthèse
Contexte
NERA a été mandaté par GrDF et son actionnaire ENGIE pour effectuer une revue détaillée
des paramètres du CMPC pour la période tarifaire ATRD5 afin de déterminer le niveau de
CMPC applicable (à environnement régulé inchangé) pour les activités de distribution de gaz.
Résultats
Sur la base d’une analyse détaillée des paramètres du CMPC, qui prend en compte
l’évolution des paramètres de marché avec un horizon long terme, nous proposons de retenir
un CMPC réel avant IS de 6,4% pour l’activité distribution de gaz sur la période tarifaire
ATRD5
Figure 1 : CMPC réel avant IS proposé pour la période tarifaire 2016-2019 pour la
distribution de gaz

Source : analyse NERA
Paramètres sous-jacents
Ces propositions s’appuient sur les paramètres suivants :
 Un rendement total de marché de 8,2% en nominal (qui est, en termes réels,
quasiment constant par rapport à la décision précédente de la CRE et en ligne avec la
théorie économique, qui stipule que le rendement total du marché est stable dans la
durée), avec :
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