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Article AUTONOME (Délibération n° 2024-22 du 30 janvier 2024 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga)

Données brutes

Article AUTONOME (Délibération n° 2024-22 du 30 janvier 2024 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga)

3.2. Souscriptions prévisionnelles de capacités
3.2.1. Demande des opérateurs
3.2.1.1. GRTgaz

Dans son dossier tarifaire, GRTgaz a présenté une trajectoire de souscription reposant sur les prévisions suivantes :

- la baisse progressive et importante des souscriptions long terme sur les PIR, en entrée (Dunkerque, Obergailbach et Virtualys) et en sortie (Oltingue) ;
- des souscriptions importantes et stables en entrée depuis les terminaux méthaniers en cohérence avec la forte hausse des flux de GNL ;
- la baisse progressive des souscriptions en sortie de réseau principal et sur le réseau régional induite par une réduction de la pointe de consommation (sous le double effet des efforts de sobriété énergétique et de la mise à jour du référentiel climatique utilisé pour calculer la pointe de consommation) ;
- des capacités des stockages intégralement souscrites.

Cette demande implique une baisse annuelle moyenne de 4,6 % des souscriptions sur le réseau principal, et une baisse moyenne annuelle de 4,3 % sur le réseau régional de l'opérateur.
Depuis la consultation publique, GRTgaz a présenté une nouvelle trajectoire de souscriptions de capacité, prenant notamment en compte une évolution concernant la mise à jour du référentiel climatique. Cette nouvelle demande aboutit à la trajectoire de souscriptions ci-dessous :

3.2.1.2. Teréga

Teréga a présenté une trajectoire de souscription reposant sur les prévisions suivantes :

- des hypothèses de flux structurellement orientés du sud vers le nord ;
- une forte hausse des entrées à Pirineos sur toute la période ;
- la baisse progressive des souscriptions en sortie de réseau principal et sur le réseau régional induite par une réduction de la pointe de consommation (sous le double effet des efforts de sobriété énergétique et de la mise à jour du référentiel climatique utilisé pour calculer la pointe de consommation) ;
- des capacités des stockages intégralement souscrites.

3.2.2. Analyse de la CRE

Dans la consultation publique, la CRE a indiqué être en ligne avec la majorité des prévisions retenues par les GRT tout en considérant que certaines hypothèses étaient conservatrices. La CRE envisageait en conséquence un certain nombre d'ajustements :

- une hausse des hypothèses de capacités d'entrée des GRT d'environ 125 GWh/j/an (+ 5 % par rapport aux hypothèses des GRT), afin de retenir des niveaux de capacité cohérents avec l'équilibre du bilan physique du système gazier ;
- une hausse des souscriptions aval, en cohérence avec le scénario ADEME S3 qui a été utilisé dans le cadre de l'étude sur l'avenir des infrastructures gazières réalisée par la CRE.

La majorité des répondants à la consultation publique n'ont pas exprimé d'opinion sur le niveau des souscriptions, pointant parfois les fortes incertitudes liées au contexte géopolitique. Certains fournisseurs considèrent comme la CRE que les demandes des GRT sont trop conservatrices.
Dans sa réponse à la consultation publique, GRTgaz demande de réduire les hypothèses de souscriptions en sortie à Obergailbach et en entrée à Dunkerque. Par ailleurs, un fournisseur demande de rehausser l'hypothèse de souscriptions en sortie à Oltingue. Enfin, Teréga demande de réduire son hypothèse de souscriptions en entrée à Pirineos, en raison des incertitudes portant sur ce niveau de souscriptions.
La CRE retient un niveau de souscriptions en sortie à Obergailbach inférieur de 20 GWh/j/an en moyenne sur la période ATRT8 par rapport à la consultation publique, et un niveau de souscriptions en sortie à Oltingue supérieur de 10 GWh/j/an en moyenne sur la période ATRT8.
Enfin, la CRE observe que les nouvelles hypothèses de souscriptions aval de GRTgaz et celles de Teréga sont plus cohérentes avec le scénario ADEME S3. Elle retient donc ces hypothèses. Le tableau ci-après présente les souscriptions de capacité prévisionnelles retenues par la CRE, en moyenne sur la période ATRT8.

3.3. Trajectoire d'évolution du revenu autorisé des gestionnaires de réseau de transport de gaz naturel
3.3.1. Revenu autorisé sur la période 2024-2027
3.3.1.1. GRTgaz

Le revenu autorisé de GRTgaz pour la période ATRT8 se décompose de la façon suivante :

Hors effets de lissage, les charges à couvrir retenues par la CRE pour GRTgaz entraînent une hausse de + 20,8 % du revenu autorisé entre 2023 et 2024, puis une baisse de - 2,8 % en moyenne par an sur la période ATRT8.

3.3.1.2. Teréga

Le revenu autorisé de Teréga pour la période ATRT8 se décompose de la façon suivante :

Hors effets de lissage, les charges à couvrir retenues par la CRE pour Teréga entraînent une baisse de - 3,3 % du revenu autorisé entre 2023 et 2024, puis une hausse de +1,7 % en moyenne par an sur la période ATRT8.

3.3.2. Revenu autorisé lissé sur la période 2024-2027

Comme précisé dans la partie 2.3.4, pour calculer l'évolution tarifaire au 1er avril 2024 puis lors de chaque année de la période ATRT8, la CRE décide de lisser l'évolution du revenu autorisé prévisionnel des opérateurs. Ce lissage implique une évolution des tarifs unitaires de transport de gaz du type « marche initiale » puis évolution annuelle correspondant à l'inflation. Cela n'a pas d'impact sur les charges recouvrées par les GRT sur la durée du tarif ATRT8 mais évite les évolutions tarifaires importantes dans des sens opposés d'une année à l'autre.
Les tableaux présentés ci-après sont construits sur la base des grilles tarifaires déterminées par la structure tarifaire et présentées dans la partie 4.
La grille tarifaire issue de la structure du réseau principal implique un déséquilibre de la répartition des revenus de souscriptions entre les deux GRT par rapport à leurs charges respectives associées au réseau principal, d'environ 40 M€ sur la période tarifaire en défaveur de Teréga. Comme indiqué dans la partie 2.8.1, la CRE remplace le reversement de Teréga à GRTgaz mis en œuvre au moment de la fusion des zones (et calculé en fonction des souscriptions en sortie au PIR Pirineos) par un reversement de GRTgaz à Teréga permettant à chacun des deux opérateurs de couvrir leurs charges respectives associées au réseau principal. Ce reversement est également intégré dans le revenu autorisé lissé présenté dans le tableau ci-après.
Ainsi, les revenus autorisés de GRTgaz et de Teréga pour la période 2024-2027 sont définis comme la somme des éléments suivants :

- les charges nettes d'exploitation (cf. paragraphe 3.1.3) ;
- les charges de capital normatives (cf. paragraphe 3.1.4) ;
- l'apurement du solde du CRCP calculé au 31 décembre 2023 (cf. paragraphe 3.1.5) ;
- le flux financier de reversement inter-opérateurs résultant de la péréquation des termes tarifaires du réseau principal (cf. paragraphe 2.8.1) ;
- le terme de lissage permettant une évolution tarifaire correspondant aux modalités définies dans la partie 2.3.4.

3.3.2.1. GRTgaz

3.3.2.2. Teréga

4. Structure du tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel
4.1. Représentation du réseau et périmètre couvert par le tarif ATRT8

Le réseau de transport est rattaché à une zone de marché unique, la Trading Region France (TRF).
Le réseau de transport est constitué, d'une part, du réseau principal et, d'autre part, du réseau régional. Les utilisateurs des réseaux de GRTgaz et de Teréga ont recours au réseau de transport de gaz pour plusieurs usages : les flux vers les sorties transfrontalières, c'est-à-dire faire entrer du gaz sur ces réseaux pour l'acheminer dans un autre pays, et les flux vers les sorties internes, c'est-à-dire acheminer du gaz destiné à être consommé sur le territoire national. Les utilisateurs peuvent également avoir recours aux stockages souterrains de gaz naturel.
Par ailleurs, il existe, dans le nord de la France, une « zone B », approvisionnée en gaz à bas pouvoir calorifique (dit « gaz B »), dont le réseau est physiquement séparé du reste du réseau de transport français.

Le réseau de transport de gaz naturel français en 2023

Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible en bas de page

La CRE fixe les tarifs de transport de gaz naturel de manière à éviter toute subvention croisée entre les différentes catégories d'utilisateurs des réseaux de transport, notamment entre les utilisateurs acheminant du gaz vers les sorties transfrontalières et ceux alimentant la consommation nationale. Elle veille également à l'absence de subvention croisée entre les deux catégories de réseau, principal et régional, en s'assurant que les recettes perçues sur chacun correspondent aux charges qui sont générées par leur utilisation.
La structure du tarif ATRT8 couvre trois catégories de charges : le réseau principal, le réseau régional, et la compensation stockage.

- Réseau principal

Le réseau principal est composé des éléments du réseau qui relient les points d'interconnexion avec (i) les réseaux de transport adjacents, (ii) les sorties vers le réseau régional, (iii) les terminaux méthaniers et (iv) les stockages. Il s'étend sur plus de 9 000 km. Les flux y sont généralement bidirectionnels.
La structure tarifaire du réseau principal repose sur un principe de tarification entrée-sortie par place de marché. Le gaz peut être acheté et/ou vendu directement sur la place de marché ou Point d'Echange de Gaz (PEG). Dans ce cas, l'utilisateur s'acquitte des termes tarifaires spécifiques au PEG.
Les utilisateurs peuvent faire entrer le gaz en France au moyen d'interconnexions par canalisations (Point d'Interconnexion Réseau, ou PIR et Point d'Interconnexion Virtuel ou PIV) ou par des terminaux méthaniers (Points d'Interface Transport Terminaux Méthaniers, ou PITTM) et s'acquittent pour cela des termes d'entrée à ces points. Ces termes sont identiques quelle que soit la destination du gaz (sortie transfrontalière, stockage ou consommation nationale).
Le gaz sort du réseau principal à différents points, selon sa destination :

- pour amener le gaz dans un pays adjacent, les utilisateurs s'acquittent d'un terme de sortie au PIR ou au PIV ;
- pour alimenter la consommation nationale, les utilisateurs s'acquittent d'un terme de sortie vers le réseau régional.

Les stockages souterrains de gaz naturel sont situés sur le réseau principal. Les utilisateurs des réseaux y recourent en s'acquittant de termes d'entrée et de sortie aux Points d'Interface Transport Stockage (PITS).
Les principes de tarification du réseau principal retenus par la CRE sont décrits au 4.2 de la délibération.

- Réseau régional

Le réseau régional est composé des éléments du réseau qui permettent d'acheminer le gaz depuis le réseau principal jusqu'aux clients finals ou jusqu'aux réseaux de distribution. Il s'étend sur près de 28 000 km. Les flux y sont généralement unidirectionnels.
L'alimentation de chaque point de livraison nécessite la souscription, d'une part, de capacités d'acheminement, et, d'autre part, de capacités de livraison. Les points de livraison sont de 3 types :

- les points d'interface transport-distribution (PITD) qui représentent l'interface entre le réseau de transport et une ou plusieurs sorties vers le réseau de distribution ;
- les sites des consommateurs industriels directement raccordés au réseau de transport ;
- les points d'interconnexion sur le réseau régional (PIRR) qui permettent la livraison vers des réseaux régionaux étrangers.

Les principes de tarification du réseau régional retenus par la CRE sont décrits au 4.3 de la présente délibération.

- Compensation stockage

Introduite dans le tarif ATRT en 2018, dans le contexte de la régulation du régime d'accès aux infrastructures de stockage de gaz naturel, la compensation stockage correspond à la différence entre le revenu autorisé prévisionnel des opérateurs de stockage de gaz naturel et les revenus qu'ils perçoivent directement, principalement dans le cadre de la commercialisation aux enchères des capacités de stockage. Elle est collectée par les GRT, qui la reversent aux opérateurs de stockage. Les principes de collecte de la compensation stockage par la CRE sont présentés dans la partie 5 de la présente délibération.

4.2. Structure tarifaire du réseau principal
4.2.1. Atelier thématique de concertation

Un atelier de concertation consacré à l'évolution de la structure des termes tarifaires du réseau principal de transport de gaz a été organisé par la CRE le 4 mai 2023. Cet atelier a regroupé 70 participants.
Durant l'atelier, la CRE a présenté les enjeux de l'ATRT8 en lien avec la fin des contrats de long terme, la réorganisation des schémas de flux en Europe et la décroissance de la consommation de gaz. La CRE a ensuite détaillé trois scénarios indicatifs pour la structure du réseau principal de transport de gaz (présentés ci-après) et présenté les conséquences associées en termes d'évolution tarifaire :

- un scénario « A », reprenant la structure de l'ATRT7, à titre de comparaison ;
- un scénario « B », prenant en compte les évolutions des schémas de flux observés depuis la diminution des approvisionnements de l'Europe en gaz russe ;
- un scénario « C », prenant en compte les évolutions des schémas de flux observés depuis la diminution des approvisionnements de l'Europe en gaz russe, ainsi que les congestions internes du réseau français en hiver.

Dans l'ensemble, les analyses de la CRE n'ont pas rencontré d'opposition de principe pendant l'atelier même si certains participants se sont interrogés sur les conséquences en termes d'évolution du niveau tarifaire et d'attractivité du marché français par rapport aux autres marchés européens. A la suite de l'atelier, la CRE a reçu des contributions additionnelles, certaines s'interrogeant sur certains scénarios de flux présentés par la CRE, d'autres attirant l'attention de la CRE sur les maintenances des GRT affectant la disponibilité des capacités.
La plupart des acteurs se sont exprimés en faveur du scénario B.
La CRE décide de retenir ce scénario pour la structure du réseau principal pour l'ATRT8. Ce scénario est en effet celui comprenant les hypothèses de schémas de flux les plus justifiables et vérifiables représentant l'utilisation du réseau et permet, par ailleurs, une meilleure répartition de l'augmentation tarifaire sur les différents points d'entrée et de sortie du réseau de transport principal de gaz naturel.

4.2.2. Méthodologie de calcul des prix de référence
4.2.2.1. Répartition des coûts du réseau principal, du réseau régional et de la compensation stockage
4.2.2.1.1. Classification des services rendus par les GRT

L'article 4 du code de réseau Tarif distingue parmi les services rendus par les GRT, les services de transport (29) (Transmission services), et ceux qui sont des services annexes (30) (Non-Transmission services). Cet article prévoit que « le revenu associé aux services de transport est recouvré par les tarifs de transport fondés sur la capacité » et que « les revenus des services annexes sont recouvrés par les tarifs des services annexes applicables à un service annexe. ». Le code de réseau Tarif prévoit que les tarifs des services annexes respectent les principes suivants : « a) ils reflètent les coûts, ils sont non discriminatoires, objectifs et transparents ; b) ils sont supportés par les bénéficiaires d'un service annexe dans le but de limiter au maximum les subventions croisées entre les utilisateurs du réseau. »
Les services rendus par les GRT ont été classés comme suit dans le tarif ATRT7 :

- services de transport : les services rendus par les GRT sur le réseau principal. La tarification sur ce réseau est effectuée selon un modèle entrée-sortie et est fondée sur la capacité et la distance ;
- services annexes :
- les services rendus par les GRT sur le réseau régional. Ce réseau n'est pas en modèle entrée- sortie dans la mesure où il n'existe pas de terme d'entrée. Pour autant, la tarification sur ce réseau prend notamment en compte la distance par rapport au réseau principal. De plus, ces réseaux étant utilisés uniquement par les clients nationaux, 100 % des coûts leur sont affectés. Toute subvention croisée entre les flux vers les sorties transfrontalières et les flux destinés à la consommation nationale est en conséquence évitée ;
- la compensation stockage : collectée par les GRT auprès de leurs clients et reversée aux opérateurs de stockage, cette compensation n'a pas vocation à refléter les coûts d'un service rendu par le GRT, mais à compenser le revenu autorisé des opérateurs de stockage conformément à l'article L. 452-1 du code de l'énergie.

Les répondants à la consultation publique sur le tarif ATRT8 sont favorables au maintien de la classification des services rendus par les GRT dans l'ATRT8.
En conséquence, et étant donné qu'aucune évolution notable de structure ou de périmètre de ces services n'est intervenue durant la période de l'ATRT7, la CRE décide de reconduire la classification des services rendus par les GRT de l'ATRT8.

4.2.2.1.2. Principes généraux de la méthode de référence

Au cours des périodes tarifaires passées, le tarif ATRT a été fixé pour répondre à plusieurs objectifs, dont notamment :

- la non-discrimination : les utilisateurs du réseau supportent les mêmes charges pour une même utilisation du réseau (le niveau des termes tarifaires dont les utilisateurs s'acquittent à un point donné en entrée et en sortie du réseau français reste indépendant de l'usage du point en question) ;
- le reflet des coûts : le tarif vise à refléter les coûts et à envoyer un signal économique pertinent aux utilisateurs de réseau à travers, d'une part, l'utilisation d'inducteurs de coûts pertinents (dont la capacité et la distance) pour fixer les termes tarifaires et, d'autre part, le lancement d'Open seasons pour les réservations de capacités long terme afin d'assurer le financement des développements du réseau ;
- l'acceptabilité des évolutions : les évolutions tarifaires doivent être progressives et les changements structurels du tarif doivent être dûment motivés et faire l'objet d'une consultation des acteurs de marché afin que toutes les parties intéressées aient la visibilité suffisante et nécessaire au bon fonctionnement du marché.

La méthodologie de calcul des prix de référence de la CRE repose sur le constat qu'une large majorité des coûts des GRT sont des coûts fixes qui restent constants à court terme même si l'utilisation du réseau varie (ils représentent environ 90 % des coûts totaux en France). Ces coûts sont, pour la plupart, des coûts directement liés au niveau des investissements et sont en conséquence étroitement liés à la stratégie d'investissement. Cette stratégie d'investissement est élaborée en tenant compte des limites des réseaux qu'il est nécessaire de lever afin de garantir les principaux scénarios et configurations de flux.
En principe, pour que le tarif payé par chaque utilisateur de réseau reflète parfaitement les coûts, ceux-ci doivent être répartis entre les utilisateurs de réseaux générant les besoins d'investissements. Cependant, le réseau de transport français étant complexe et largement maillé, une parfaite réflectivité des coûts est difficilement atteignable. Un compromis doit être trouvé afin de maintenir un tarif de transport suffisamment simple et stable. Pour cela, la CRE définit notamment des scénarios de flux pertinents dont la définition est décrite dans les paragraphes ci-après.

4.2.2.1.3. Répartition des coûts du réseau principal, régional, de la compensation stockage et lien avec les scénarios de flux pertinents

Les coûts liés au réseau de transport sont répartis de manière à éviter toute subvention croisée entre les différentes catégories d'utilisateurs de réseaux :

- les coûts du réseau principal (~ 1 000 M€/an) sont considérés comme des coûts associés à des services de transport (31) et donc affectés aux deux catégories d'utilisateurs de réseaux (les utilisateurs acheminant du gaz vers les sorties transfrontalières et ceux alimentant la consommation nationale) ;
- les coûts du réseau régional (~ 1 200 M€/an) sont considérés comme des coûts associés à des services annexes (32), affectés uniquement aux utilisateurs alimentant la consommation nationale, qui en sont les seuls utilisateurs ;
- les coûts de compensation de stockage (~ 400 M€/an sur la période 2020-2023) sont considérés comme des coûts de services annexes, affectés à la consommation nationale.

Dans le tarif ATRT7, la répartition des coûts susmentionnée était étroitement liée et cohérente avec la définition des scénarios de flux pertinents retenus pour répartir les coûts du réseau principal entre les différentes catégories d'utilisateurs des réseaux. En effet, ce sont les scénarios de flux retenus par la CRE dans sa méthodologie qui permettaient d'allouer les coûts du réseau régional et de la compensation stockage aux seuls consommateurs nationaux :

- s'agissant du réseau régional : les scénarios de flux retenus par la CRE ne prenaient en compte que la distance pour atteindre la sortie du réseau principal et non celle qui permet d'atteindre le consommateur final en traversant tout le réseau régional. Par conséquent, la CRE a choisi d'attribuer les coûts du réseau régional uniquement à la consommation nationale, et la distance calculée pour alimenter la consommation nationale est réduite en cohérence ;
- s'agissant de la compensation stockage : des stockages de gaz remplis bénéficient à tous les utilisateurs des réseaux, y compris les utilisateurs acheminant du gaz vers les sorties transfrontalières, à travers un niveau plus élevé de sécurité d'approvisionnement. Toutefois, la compensation stockage n'est collectée qu'auprès des consommateurs nationaux car la CRE considère qu'ils sont néanmoins les principaux bénéficiaires des stockages.

La majorité des répondants à la consultation publique est favorable à ce que la répartition des coûts du réseau principal, régional et de la compensation stockage en vigueur durant l'ATRT7 soit maintenue pour l'ATRT8.
Compte tenu des retours à la consultation publique, la CRE décide de maintenir la répartition des coûts des réseaux principal et régional et de la compensation stockage dans l'ATRT8.

4.2.2.1.4. Equilibre entre les coûts et les recettes affectables au réseau principal et au réseau régional

Dès la mise en œuvre des premiers tarifs de transport de gaz, la CRE a visé à assurer l'équilibre, pour chaque GRT, d'une part entre les charges qui sont imputées au réseau principal et les recettes que génère son exploitation, et d'autre part entre les charges qui sont imputées au réseau régional et les recettes que génère son exploitation.
La CRE envisageait dans sa consultation publique de maintenir, pour le tarif ATRT8, le principe d'équilibre en moyenne sur la période tarifaire des charges et des recettes des réseaux principal et régional.
En conséquence, la CRE a demandé aux GRT de procéder à une répartition de leurs charges entre celles relatives au réseau principal et celles relatives au réseau régional. Cette répartition est fondée sur les deux principes suivants :

- les dépenses d'investissement et la majorité des charges d'exploitation sont directement rattachables à l'un ou l'autre des réseaux par les GRT et leur sont donc affectées ;
- pour une partie mineure des charges d'exploitation dont la nature est trop générale pour permettre une affectation directe (par exemple, les frais de siège), les GRT appliquent une clé de répartition, correspondant généralement à une répartition au prorata des kilomètres de réseau.

En application de ces principes, sur la période ATRT8, les GRT font les prévisions de répartition des charges suivantes, à la maille France :

La totalité des répondants à la consultation publique s'est exprimée favorablement au principe d'équilibre en moyenne sur la période tarifaire des charges et des recettes des réseaux principal et régional.
En conséquence, la CRE décide que le niveau des termes tarifaires sera fixé dans le tarif ATRT8 de telle sorte que les recettes collectées sur le réseau principal représentent environ 46 % des recettes totales et celles collectées sur le réseau régional représentent environ 54 % des recettes totales.

4.2.2.2. Méthodologie de détermination des termes tarifaires en grand transport
4.2.2.2.1. Grands principes de tarification du réseau principal

- Tarification à la capacité

Dans le tarif ATRT7, le tarif de transport de gaz était fondé sur une tarification à 100 % fonction de la capacité souscrite. En d'autres termes, les expéditeurs réservent des capacités qu'ils paient indépendamment de l'usage qu'ils en font.
Ce mode de tarification est conforme au code de réseau Tarif, qui prévoit, dans son article 4, que le revenu associé aux services de transport est recouvré par les tarifs de transport fondés sur la capacité. Ce mode de tarification permet notamment de prendre en compte l'effet positif que présentent les sites prévisibles et stables pour le système gazier, en particulier en termes de limitation des investissements. Ainsi, à consommation égale, le fournisseur d'un client thermosensible souscrit davantage de capacité, afin de couvrir la pointe de consommation, qui peut être éloignée de la consommation moyenne.
L'orientation de la CRE de maintenir ce principe de tarification 100 % à la capacité a reçu un avis favorable de l'ensemble des contributeurs à la consultation publique.
En conséquence, la CRE décide du maintien du principe de tarification 100 % à la capacité souscrite pour l'ATRT8.

- Système entrée-sortie

Dans le tarif ATRT7, la structure tarifaire du réseau principal reposait sur un principe de tarification entrée-sortie. Ce principe permet aux utilisateurs du réseau de réserver séparément leurs capacités d'entrée et de sortie du réseau (33), et ainsi de pouvoir faire transporter le gaz entre les points de leur choix. Les termes tarifaires dont les utilisateurs s'acquittent respectivement en entrée et en sortie du réseau français sont indépendants de la destination et de la provenance du gaz.
Ce principe de tarification entrée-sortie permet de garantir que les tarifs applicables aux utilisateurs du réseau soient non discriminatoires et fixés de manière distincte pour chaque point d'entrée et de sortie du réseau de transport.
La totalité des répondants s'est exprimée en faveur de ce système entrée-sortie.
En conséquence, la CRE décide de reconduire ce système de tarification entrée-sortie pour le tarif ATRT8.

- Harmonisation des termes tarifaires de GRTgaz et Teréga

Le tarif ATRT7 prévoyait l'harmonisation d'un certain nombre de termes tarifaires à l'échelle nationale. Ainsi, les termes tarifaires en entrée aux PIR de Dunkerque, Virtualys, Obergailbach, Oltingue et Pirineos sont identiques. C'est également le cas des termes tarifaires en entrée aux PITTM de Dunkerque, Montoir, Fos et Le Havre. L'alignement de ces termes offre aux expéditeurs la possibilité de choisir la source d'approvisionnement la plus compétitive.
En outre, les termes de sortie du réseau principal vers les réseaux régionaux de GRTgaz et de Teréga sont alignés entre eux.
Il en est de même des tarifs aux PITS (Point d'Interface Transport Stockage) sur les réseaux de Teréga et de GRTgaz, à l'exception des tarifs des PITS Nord-Est et Atlantique, sur lesquels un rabais de 100 % a été mis en œuvre au 1er avril 2023 (34) afin de faciliter la souscription des stockages et de garantir la sécurité d'approvisionnement alors que les conditions de marché étaient dégradées.
La CRE envisageait dans sa consultation publique de reconduire ces principes pour l'ATRT8, à l'exception du rabais de 100 % appliqué aux PITS Nord-Est et Atlantique considérant que les circonstances ne justifiaient plus ce traitement spécifique.
La totalité des répondants s'est exprimée en faveur du maintien de l'harmonisation des termes tarifaires du réseau principal. Une majorité de répondants est également en faveur de la suppression du rabais de 100 %, seuls deux acteurs y sont défavorables, car ils estiment que cela réduirait l'attractivité des stockages.
Compte tenu des retours à la consultation publique, la CRE décide de maintenir ce principe d'harmonisation des termes tarifaires pour l'ATRT8. La CRE décide également d'appliquer le même rabais à tous les PITS (y compris le PITS Nord Est et Atlantique). En effet, les conditions de marché sur les stockages se sont améliorées et permettent maintenant d'assurer un haut niveau de souscription et de remplissage des stockages. Depuis 2022, les opérateurs de stockages peuvent fixer les dates de leurs enchères avec davantage de souplesse (35) lorsque les conditions de marché sont favorables.

- Répartition des coûts et recettes entre les points d'entrée et les points de sortie du réseau principal

Outre la recherche d'une répartition équilibrée des recettes et des charges entre les réseaux principal et régional, la répartition des recettes doit également être abordée sous l'angle du partage entre les points d'entrée et les points de sortie sur le réseau principal.
En France, le ratio de recettes entrées/sorties, calculé à partir des capacités souscrites aux différents points d'entrée et de sortie et des termes tarifaires en vigueur au 1er avril 2023, était de 34/66 en 2023.
Le taux de répartition actuel est le résultat de la présence en France d'importantes capacités de stockage permettant d'assurer le passage de la pointe hivernale. Ainsi, les capacités souscrites par les expéditeurs en entrée sur le réseau de transport français sont significativement inférieures aux capacités souscrites en sortie.
La répartition des recettes à 50/50 ne figure dans le code de réseau Tarif qu'à titre indicatif. Cette répartition n'est pas pertinente dans un pays comme la France, disposant d'importantes capacités de stockage.
La majorité des acteurs ayant répondu à la consultation publique est favorable au maintien de ce ratio. Quelques acteurs estiment qu'il pourrait être nécessaire d'allouer une part moindre des coûts aux entrées. Selon eux, le GNL jouera un rôle essentiel pour la sécurité d'approvisionnement, et des tarifs trop élevés en entrées des terminaux méthaniers seraient préjudiciables au marché français.
La CRE estime que la modification de la répartition entrée/sortie conduirait à une augmentation excessive des termes tarifaires de livraison vers les consommateurs et des termes tarifaires des sorties transfrontalières.
En conséquence, la CRE décide de reconduire le ratio de recettes entrées/sorties à 34/66 pour l'ATRT8 :

4.2.2.2.2. Méthode de calcul des termes tarifaires du réseau principal

a) Etapes de calcul des prix de référence
1. Comme envisagé dans la consultation publique, la CRE utilise les capacités et les distances comme principaux inducteurs de coûts. Les capacités souscrites sont prises en compte pour déterminer les scénarios de flux pertinents utilisés et pour calculer les différentes distances (cf. point c) ;
2. Les recettes perçues aux points d'entrée et celles perçues aux points de sortie sont réparties selon le ratio retenu par la CRE : 34 % aux points d'entrée et 66 % aux points de sortie. Ce ratio historique s'explique par la présence de grandes capacités de stockage en France qui conduisent à des capacités réservées aux points d'entrée nettement inférieures aux capacités réservées aux points de sortie (cf. 4.2.2.2.1) ;
3. La CRE détermine les scénarios de flux pertinents pour calculer les distances :
i. Les scénarios de flux pertinents associent à chaque point de sortie un ou plusieurs points d'entrée (voir point c et annexe 9) ;
ii. La CRE détermine ensuite la distance de gazoduc la plus courte entre les points d'entrée et de sortie pour chaque scénario de flux pertinent ;
4. La CRE classe les points d'entrée en trois groupes homogènes de points (PIR, PITTM, PITS), dont les termes tarifaires sont harmonisés. Par conséquent, les tarifs d'entrée sont déterminés en tenant compte :
i. Des capacités souscrites prévisionnelles aux différents points d'entrée ;
ii. Des distances découlant des scénarios de flux, pondérées par la capacité souscrite ;
iii. D'un rabais de 60 % appliqué aux termes tarifaires d'entrée aux PITS, afin de prendre en compte le rôle des installations de stockage en termes de sécurité d'approvisionnement (cf. point d) ;
5. La CRE classe les points de sortie PITS et de sortie du réseau principal vers les consommateurs nationaux en deux groupes homogènes de points, dont les termes tarifaires sont harmonisés. Cette égalisation n'a aucune incidence sur la répartition des coûts entre les sorties transfrontalières et les consommateurs nationaux. Par conséquent, les tarifs de sortie sont déterminés en tenant compte :
i. Des capacités souscrites prévisionnelles aux différents points de sortie ;
ii. Des distances découlant des scénarios de flux, pondérées par la capacité souscrite ;
iii. D'un rabais de 60 % appliqué aux termes tarifaires de sortie aux PITS, afin de prendre en compte le rôle des installations de stockage en termes de sécurité d'approvisionnement (cf. point d) ;
iv. Afin d'éviter les subventions croisées entre les différentes catégories d'utilisateurs de réseaux, la CRE calcule les termes tarifaires de sortie de manière à ce que les coûts unitaires (€/MWh/j/an/km) pour acheminer du gaz vers les sorties transfrontalières et vers les consommateurs nationaux soient identiques.

b) Capacités souscrites retenues

Les capacités souscrites retenues par la CRE pour fixer les termes tarifaires de l'ATRT8 sont présentées dans le tableau ci-dessous. Comme indiqué dans la partie 3.2, le niveau de capacité retenu a évolué depuis la consultation publique.

c) Détermination des scénarios de flux pertinents pour le calcul des distances

La CRE considère que les principes de méthodologie de calcul des prix de référence en vigueur durant l'ATRT7 restent pertinents. Cependant, depuis 2022, l'Europe, et a fortiori la France, ont connu une évolution significative des schémas de flux de gaz, en raison de la baisse des approvisionnements en gaz russe. Les flux de gaz étaient auparavant principalement orientés du nord et de l'est de la France vers le sud et l'ouest. Ceux-ci sont maintenant majoritairement en provenance du sud et de l'ouest de la France, avec une hausse des approvisionnements de gaz en provenance d'Espagne (via Pirineos) et des terminaux méthaniers.
La CRE considère que ces modifications significatives supposent de faire évoluer les scénarios de flux par rapport à ceux retenus pour l'ATRT7. En prenant en compte les avis des acteurs de marché exprimés lors de l'atelier du 4 mai 2023, la CRE a envisagé dans sa consultation publique de retenir les schémas de fourniture et de consommation prévisibles suivants pour définir les scénarios de flux :

- prise en compte de l'ensemble des points d'entrée (PIR, PITTM, PITS) comme points d'entrée possiblement pertinents pour alimenter les consommateurs nationaux car l'utilisation de l'ensemble de ces points d'entrée est nécessaire en cas de pointe de froid. En revanche, les PITS ne sont pas considérés comme des points d'entrée possiblement pertinents pour exporter du gaz vers les pays étrangers depuis les stockages, en cohérence avec le fait que les coûts de la compensation stockage sont payés uniquement par les consommateurs nationaux ;
- prise en compte du PIR Dunkerque comme point d'entrée possiblement pertinent pour alimenter les PIR Obergailbach, Oltingue, Pirineos. Ces trois points de sortie sont tous susceptibles d'être alimentés par du gaz venant de Norvège ;
- prise en compte du PIR Virtualys comme point d'entrée possiblement pertinent pour alimenter les PIR Oltingue et Pirineos afin de refléter l'alimentation en GNL depuis la Belgique (ou depuis les Pays-Bas via la Belgique) ;
- prise en compte des terminaux méthaniers (PITTM) comme points d'entrée possiblement pertinents pour effectuer de l'exportation : compte tenu de la baisse des approvisionnements en gaz russe depuis 2022, le GNL arrivant en France ne sert plus uniquement à alimenter les consommateurs français, mais aussi l'exportation, y compris vers des pays disposant de leurs propres capacités d'approvisionnement en GNL, tels que l'Espagne et l'Italie ;
- exclusion du PIR Obergailbach comme point d'entrée possiblement pertinent pour exporter vers la Suisse et l'Italie via le point de sortie Oltingue. En effet, des trajets plus courts et moins coûteux en passant par d'autres routes comme Allemagne-Suisse-Italie existent et rendent particulièrement improbable un tel scénario de flux ;
- exclusion du PIR Virtualys comme point d'entrée possiblement pertinent pour exporter vers l'Allemagne. La Belgique et l'Allemagne étant directement interconnectées, un trajet plus court et moins coûteux existe et rend particulièrement improbable un tel scénario de flux.

En conséquence, dans sa consultation publique, la CRE envisageait d'établir les scénarios de flux pertinents sur lesquels se basent sa méthodologie de calcul des prix de référence de la manière suivante :

1. La CRE envisageait de conserver deux schémas de scénarios de flux, un schéma « été » (7 mois) et un schéma « hiver » (5 mois) afin de refléter correctement le fonctionnement du système gaz en fonction de la saison :
- dans le schéma « été », les points d'entrée sont les PIR et les PITTM. Ils servent à alimenter les points de sortie transfrontaliers, les sorties aux PITS pour remplir les stockages souterrains de gaz, et les points de livraison vers les consommateurs nationaux au prorata de leur consommation annuelle de référence ;
- dans le schéma « hiver », les points d'entrée sont les PIR, les PITTM et les PITS. Ils servent à alimenter les points de sortie transfrontaliers et les points de livraison vers les consommateurs nationaux au niveau de leur souscription en sortie du réseau principal. La CRE fait l'hypothèse que les PITS n'alimentent que les points de livraison vers les consommateurs nationaux ;
2. Dans chacun des schémas (le schéma « été » et le schéma « hiver »), la CRE a considéré que chaque point de sortie était alimenté par le point d'entrée le plus proche tant qu'il y restait de la capacité souscrite disponible et dans le respect des schémas de fourniture et de consommation prévisibles. Cette hypothèse est cohérente avec la configuration du réseau français où les points d'entrée du réseau principal sont répartis sur le territoire français et que les consommations nationales sont principalement situées à proximité des frontières. Plus précisément, dans la limite des capacités souscrites, la CRE associe à chaque sortie les entrées permettant de minimiser, à l'échelle du système français, la distance moyenne entre entrées et sorties associées, pondérée par les capacités souscrites (36).

Réponses à la consultation publique
La majorité des contributeurs à la consultation publique est favorable aux scénarios de flux ainsi envisagés par la CRE et considère qu'ils reflètent bien la reconfiguration des flux depuis 2022 (plus de GNL, moins de gaz russe).
Quelques acteurs émettent des remarques.
Un acteur considère que certaines contraintes de flux de l'ATRT7 devraient être conservées car il lui semble illogique que du GNL puisse être déchargé en France pour être exporté vers l'Italie ou l'Espagne qui disposent de leurs propres terminaux.
Un autre répondant considère que les utilisateurs exportant du gaz depuis la France bénéficient des stockages et que les scénarios de flux et l'assiette de recouvrement de la compensation stockage devraient en tenir compte.
Deux répondants estiment que la CRE devrait commenter les résultats du calcul des scénarios de flux pour que les acteurs de marché puissent comprendre pourquoi deux entrées sont parfois nécessaires pour alimenter une sortie et pourquoi il n'est pas toujours possible de retenir l'entrée la plus proche.
Enfin, deux répondants contestent l'approche envisagée par la CRE qu'ils considèrent différente pour les points de livraison nationaux et pour les sorties transfrontalières. Ils estiment que l'utilisation de scénarios de flux est assimilable à une tarification point-à-point, incompatible selon eux avec un système entrée-sortie. Ils souhaiteraient que la CRE applique la méthodologie de calcul des prix de référence CWD définie dans l'article 8 du code de réseau tarif sans scénario de flux. Ces répondants considèrent également qu'Obergailbach (entrée depuis l'Allemagne) devrait être considéré comme une source d'alimentation possible pour la sortie Oltingue (Suisse/Italie). D'après eux, la présence d'une place de marché liquide en France rend impossible l'exclusion de tel ou tel scénario de flux.
Analyse de la CRE
La CRE rappelle que la possibilité de combiner des points fondés sur des scénarios de flux est prévue par les articles 3 et 8 du code de réseau tarif (37) dans le cadre de la méthodologie standard du prix de référence (CWD) :

- à son article 3 (20), le code de réseau Tarif prévoit que : « un scénario de flux est une combinaison d'un point d'entrée et d'un point de sortie représentative de l'utilisation du réseau de transport si l'on se base sur les schémas de fourniture et de consommation prévisibles et pour laquelle il existe au moins un gazoduc permettant d'injecter du gaz dans le réseau de transport à ce point d'entrée et d'en soutirer à ce point de sortie, indépendamment de la question de savoir si la capacité est achetée à ce point d'entrée et à ce point de sortie » ;
- à son article 8 (1), le code de réseau Tarif prévoit que : « les paramètres de la méthode de calcul des prix de référence fondée sur la capacité et la distance comme facteurs de pondération sont les suivants : […] c) lorsque les points d'entrée et de sortie peuvent être combinés dans un scénario de flux pertinent, la distance la plus courte en parcourant les gazoducs entre un point d'entrée ou un groupe de points d'entrée et un point de sortie ou un groupe de points de sortie d) les combinaisons de points d'entrée et de points de sortie, lorsque certains points d'entrée et certains points de sortie peuvent être combinés dans un scénario de flux pertinent ».

1. Conformité avec un système entrée-sortie

Dans un système entrée-sortie, les utilisateurs du réseau doivent pouvoir acheter des capacités d'entrée et de sortie séparément. Ils peuvent ainsi faire transporter du gaz à partir de n'importe quel point d'entrée jusqu'à n'importe quel point de sortie, le GRT étant responsable de la gestion des flux sur son réseau. Le terme tarifaire à un point d'entrée et de sortie donné du réseau doit être indépendant de la destination et de la provenance du gaz.
A cet égard, le fait de recourir à des scénarios de flux pertinents ne remet nullement en cause le principe de tarification selon un système entrée-sortie. En effet, non seulement les utilisateurs du réseau auront toujours la possibilité de réserver séparément leurs capacités d'entrée et de sortie du réseau, et ainsi, de faire transporter le gaz de n'importe quel point d'entrée vers n'importe quel point de sortie, mais le niveau des termes tarifaires dont les utilisateurs s'acquittent respectivement à un point donné en entrée et en sortie du réseau français reste indépendant de la destination et de la provenance du gaz.
Les scénarios de flux pertinents ne sont pris en compte par la CRE que pour fixer le niveau de ces termes. Ce niveau est fixé pour refléter les coûts supportés par les GRT pour l'utilisation du réseau et les investissements associés, qui dépendent principalement de deux facteurs : la capacité et la distance.
La CRE considère, comme le code de réseau Tarif, qu'il n'y a pas d'incompatibilité entre les scénarios de flux et le modèle entrée-sortie. La CRE souligne que ce concept de système entrée-sortie ne doit pas être opposé avec l'objectif de reflet des coûts. Les tarifs d'entrée et de sortie peuvent ainsi refléter les coûts d'utilisation du réseau, c'est-à-dire les coûts associés aux combinaisons représentatives de l'utilisation du réseau de transport d'entrées et de sorties en fonction des réservations de capacités de l'ensemble des utilisateurs.

2. Exclusion des entrées Virtualys et Obergailbach pour alimenter respectivement les sorties Obergailbach et Oltingue

Concernant l'exclusion des entrées Virtualys (depuis la Belgique) et Obergailbach (depuis l'Allemagne) pour alimenter respectivement les sorties Obergailbach (vers l'Allemagne) et Oltingue (vers la Suisse et l'Italie), la CRE considère que les acteurs de marché sont rationnels et cherchent à maximiser leurs profits. Il existe, dans les deux cas, des interconnexions directes de la Belgique vers l'Allemagne et de l'Allemagne vers la Suisse. Ces routes directes sont plus compétitives (38).
En conséquence, il est très improbable qu'un échange de gaz entre un vendeur situé en Belgique ou en Allemagne et un acheteur situé respectivement en Allemagne ou en Suisse génère une réservation de capacité ou un flux de gaz en France. Si tel était le cas, les conditions de l'échange seraient inutilement dégradées (pour financer le détour par la France, le vendeur devrait accepter de céder son gaz à moindre prix ou l'acheteur de l'acquérir à un prix plus élevé). La CRE ne considère pas que la présence d'une place de marché liquide en France implique que les flux de gaz viennent de destinations indifférenciées. Au contraire, la création de ces places de marché liquides en Europe a permis aux expéditeurs d'optimiser leurs flux en fonction des signaux économiques et des places de marché les plus compétitives.

3. Rôle des terminaux méthaniers

Concernant la prise en compte des terminaux méthaniers comme sources potentielles pour alimenter les sorties Oltingue et Pirineos, la CRE maintient que, en raison de l'importance prise par le GNL dans l'approvisionnement de l'Europe depuis 2022, il est pertinent de considérer que du GNL débarqué en France puisse être réexporté vers les pays voisins.

4. Rôle des stockages

Enfin, la CRE considère qu'il est pertinent que les scénarios de flux retenus soient cohérents avec les modalités de recouvrement de la compensation stockage (cf. partie 5) : les consommateurs nationaux étant les principaux bénéficiaires des stockages en termes de sécurité d'approvisionnement, il est pertinent qu'ils en assument les coûts.
Résultat du calcul des scénarios de flux
Il résulte de ce calcul plus de 600 scénarios de flux pour chaque schéma de flux « été » et « hiver ».
Dans les schémas « été » et « hiver », les scénarios de flux retenus permettent de minimiser la distance moyenne entre entrées et sorties, pondérée par les capacités souscrites. Cette optimisation ne conduit pas systématiquement à retenir l'entrée la plus proche pour alimenter chaque sortie. Les capacités souscrites de l'entrée la plus proche sont parfois entièrement utilisées pour d'autres sorties. Il arrive aussi qu'il faille recourir à deux entrées pour satisfaire aux besoins de certaines sorties dont les capacités souscrites sont importantes.
La CRE souligne qu'en cohérence avec le fonctionnement réel du système français, les schémas « été » et « hiver » diffèrent significativement en raison du rôle important des stockages dans le système français.
Les scénarios de flux présentés précédemment aboutissent aux distances moyennes pondérées par la capacité ci-dessous :

- une distance de 672 km pour le point de sortie PIR Obergailbach ;
- une distance de 669 km pour le point de sortie PIR Oltingue ;
- une distance de 835 km pour le point de sortie PIR Pirineos.

Pour les consommateurs nationaux, il en résulte environ 600 scénarios de flux pertinents définis (un pour chaque point de sortie vers le réseau régional). La liste des scénarios de flux est donnée en annexe 9 de la délibération. Les distances obtenues varient de 1 km à 925 km.
Les termes tarifaires de sortie vers le réseau régional étant égalisés, la CRE retient la distance moyenne pondérée par les capacités de ces scénarios de flux pour alimenter les consommateurs nationaux, soit 249 km. Il convient de souligner que cette égalisation conduit à ce qu'une distance unique (égale à 249 km) soit retenue pour l'alimentation de l'ensemble des points sur le territoire français, y compris pour ceux situés à proximité des points de sortie aux interconnexions pour lesquels une distance différente est retenue dans le cadre des scénarios de flux. Pour autant, le fait d'utiliser une distance moyenne unique et donc d'égaliser les termes de sortie vers le réseau régional n'a aucune conséquence sur la répartition globale entre les coûts affectés aux flux vers les sorties transfrontalières et ceux affectés aux flux vers les consommateurs nationaux.
Conclusion
Compte tenu des éléments susmentionnés, la CRE décide d'appliquer sa méthodologie de calcul des prix de référence présentée dans sa consultation publique pour l'ATRT8. La CRE considère que cette méthodologie est conforme aux dispositions du code de réseau Tarif. Ces scénarios reflètent l'utilisation du réseau via des schémas de fourniture et de consommation prévisibles dont la CRE vérifie la cohérence et la réalité. L'ensemble des scénarios de flux pris en compte par la CRE permet d'attribuer à chaque catégorie d'utilisateurs de réseaux les coûts liés aux contraintes qu'ils génèrent.
La CRE considère en particulier que les scénarios de flux calculés permettent de refléter le fonctionnement probable du réseau, compte tenu des capacités souscrites par l'ensemble des acteurs et des positions géographiques des sorties (zones de consommation, sorties transfrontalières, stockage en été) par rapport aux entrées (entrées transfrontalières, terminaux méthaniers, stockage en hiver). A titre d'illustration, appliquer la méthode de référence CWD du code de réseau Tarif sans scénario de flux reviendrait à considérer que la consommation nationale se situe à plus de 500 km des entrées, soit entièrement au centre du pays, ce qui ne correspond pas à la réalité.

d) Ajustement des termes tarifaires aux points d'entrée et de sortie des stockages

L'article 9 du code de réseau Tarif prévoit qu'un rabais d'au moins 50 % est appliqué aux tarifs de transport fondés sur la capacité aux points d'entrée en provenance et de sortie à destination des stockages. La CRE a fixé un rabais de 80 % aux termes tarifaires des PITS pour l'ATRT7.
Pour l'ATRT8, la CRE maintient constante par rapport à l'ATRT7 la part du revenu autorisé du réseau principal collectée aux PITS (soit environ 6 %), ce qui correspond à un rabais de 60 % appliqué aux termes tarifaires des PITS. Ce niveau permet de ne pas dégrader l'attractivité des stockages, de maintenir une incitation à leur remplissage et de tenir compte de leur rôle pour le bon fonctionnement du système et en termes de sécurité d'approvisionnement. Les manques à gagner induits par ce rabais, respectivement en entrée et en sortie, sont compensés par un recalage des autres termes tarifaires d'entrée d'une part et de sortie d'autre part.

e) Cohérence des coûts unitaires

L'article 5 du code de réseau Tarif prévoit qu'une évaluation de la répartition des revenus associés aux services de transport est effectuée afin de mesurer le degré des subventions croisées entre l'utilisation du réseau interne au système (consommation nationale) et l'utilisation du réseau au service des systèmes adjacents, sur la base de la méthode de calcul des prix de référence retenue. Cet article prévoit également que tout écart de la répartition de ces coûts, dépassant 10 %, devra faire l'objet de justifications.
Le résultat des indices de comparaison de la répartition des coûts définis dans cet article et en application de la méthode de calcul des prix de référence décidée par la CRE, est de 0 %. En effet, la méthodologie d'élaboration de la grille tarifaire retenue par la CRE permet d'aboutir à un coût unitaire identique pour l'alimentation des sorties transfrontalière et l'alimentation des consommateurs nationaux.
Le calcul des indices de comparaison est synthétisé ci-dessous. Il prend en compte les moyennes des hypothèses de souscriptions durant la période ATRT8 :
Cas de la consommation nationale
L'alimentation de 1 MWh/j/an d'un client national nécessite en moyenne, compte tenu des souscriptions des capacités de stockage, la souscription de 0,57 MWh/j/an de capacités d'entrées en France (PIR/PITTM), et de 0,64 MWh/j/an de capacité d'entrée (soutirage) aux PITS. Ces ratios sont calculés sur la base des capacités souscrites (en moyenne sur la période ATRT8). Par ailleurs, la souscription de 0,64 MWh/j/an de capacité d'entrée aux PITS (soutirage) nécessite la souscription de 0,29 MWh/j/an de capacité de sortie (injection) aux PITS (en moyenne sur la période ATRT8).

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avec :

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est le revenu, défini dans une unité monétaire telle que l'euro, obtenu à partir des tarifs de la capacité facturés pour l'utilisation du réseau interne à un système ;

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est la valeur du ou des facteurs de coût en rapport avec la capacité pour l'utilisation du réseau interne au système, tels que la somme des capacités souscrites journalières prévisionnelles moyennes à chaque point ou groupe de points d'entrée et de sortie internes à un système ; elle est définie dans une unité de mesure telle que le MWh/jour. Les inducteurs de coût considérés par la CRE sont la capacité et la distance ;

- TCE : terme tarifaire d'entrée PIR ou PITTM ;
- TCES : terme tarifaire d'entrée depuis les PITS (soutirage) ;
- TCSS : terme tarifaire de sortie vers les PITS (injection) ;
- TCS : terme tarifaire de sortie vers le réseau régional (c'est à dire vers les consommateurs nationaux).

Cas des flux transfrontaliers :
L'alimentation par un utilisateur d'une sortie transfrontalière à hauteur de 1 MWh/jour/an nécessite la souscription de 1 MWh/jour/an de capacités d'entrées en France (PIR/PITTM) :

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Dans le cas de la sortie Obergailbach :

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Dans le cas de la sortie Oltingue :

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Dans le cas de la sortie Pirineos :

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avec :

-

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est le revenu, défini dans une unité monétaire telle que l'euro, obtenu à partir des tarifs de la capacité facturés pour l'utilisation du réseau au service des systèmes adjacents ;
-

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est la valeur du ou des facteurs de coût de la capacité pour l'utilisation du réseau au service des systèmes adjacents, tels que la somme des capacités souscrites journalières prévisionnelles moyennes à chaque point ou groupe de points d'entrée et de sortie entre systèmes ; elle est définie dans une unité de mesure telle que le MWh/jour. Les inducteurs de coût considérés par la CRE sont la capacité et la distance ;
- TCE : terme tarifaire d'entrée PIR ou PITTM ;
- TCST : terme tarifaire de sortie PIR.

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La méthodologie de calcul des prix de référence retenue par la CRE aboutit à un coût unitaire identique pour les différentes catégories d'utilisateur de réseau.

4.2.2.2.3. Cas particulier de la sortie au PIV Virtualys

L'interconnexion à Alveringem a été créée dans le cadre de la mise en service du terminal de Dunkerque en 2016, et permet d'acheminer physiquement du gaz non odorisé de la France vers la Belgique. Deux types de capacités sont commercialisés :

- une capacité d'entrée directe en Belgique depuis le terminal de Dunkerque LNG commercialisée par Fluxys, qui souscrit pour cela auprès de GRTgaz une prestation d'acheminement entre le terminal de Dunkerque et Alveringem ;
- une capacité d'interconnexion entre la TRF et le marché belge commercialisée de façon coordonnée par GRTgaz et Fluxys au sein du Point d'interconnexion virtuel (PIV) Virtualys.

Compte tenu de la faible distance parcourue en France par le gaz non odorisé à destination de la Belgique, un principe de tarification à la distance ne peut être retenu car il ne permettrait pas de couvrir les coûts de développement de l'interconnexion créée.
Dans sa délibération du 12 juillet 2011 (39), la CRE a retenu une tarification de la capacité en sortie à Alveringem fondée sur le coût réel de l'investissement constaté à la fin des travaux et sur le niveau total de capacité. Autrement dit, le terme tarifaire de sortie au PIV Virtualys a été calculé sur la base d'un test économique de sorte que les souscriptions sur ce point du réseau couvrent une partie suffisante des coûts afférents. Ce type de raisonnement est conforme à l'esprit des dispositions adoptées a posteriori, le 16 mars 2017, dans les codes de réseau Tarif (chapitre IX) et CAM (chapitre V) concernant le développement de capacités supplémentaires. La délibération du 12 juillet 2011 prévoit que le tarif en sortie du PIV Virtualys évoluera conformément au reste du tarif de GRTgaz.
La grande majorité des répondants s'est exprimée favorablement à la reconduction de ces principes en ATRT8. En conséquence, la CRE décide de reconduire ces principes pour l'ATRT8.

4.2.2.2.4. Niveau des multiplicateurs

Des multiplicateurs s'appliquent aux termes du réseau principal : ils visent principalement à conserver un niveau de souscription long terme élevé, en incitant les acteurs à souscrire des capacités annuelles, plutôt que des capacités de court terme.
L'article 13 du code de réseau Tarif prévoit que pour les produits de capacité trimestriels et mensuels, le niveau des multiplicateurs « n'est pas inférieur à 1 et n'est pas supérieur à 1,5 ». Pour les produits de capacité journaliers et infrajournaliers, le niveau des multiplicateurs n'est pas inférieur à 1 et pas supérieur à 3 sauf dans des cas dûment justifiés.
Le code de réseau Tarif précise par ailleurs qu'il convient de tenir compte de plusieurs aspects pour la fixation de ces multiplicateurs, dont notamment :

- l'équilibre entre la facilitation des échanges de gaz à court terme et la fourniture de signaux à long terme pour permettre des investissements efficaces dans le réseau de transport ;
- l'impact sur le revenu associé aux services de transport et leur recouvrement ;
- les situations de congestion contractuelle ou physique.

Les multiplicateurs en vigueur dans l'ATRT7, qui varient entre 1 et 1,5, sont compris dans la fourchette prévue par le code de réseau Tarif. Ces multiplicateurs ont été fixés afin, d'une part, de conserver un niveau de souscriptions long terme élevé, et d'autre part, de faciliter les échanges de court terme et favoriser l'intégration et la liquidité du marché.
Par ailleurs, lorsqu'un point était congestionné (c'est-à-dire que lors de l'allocation des produits fermes annuels aux enchères, le prix de vente des capacités est strictement supérieur au prix de réserve et qu'au moins 98 % des capacités commercialisées ont été souscrites), l'ATRT7 prévoyait qu'un multiplicateur égal à 1 s'applique pour les produits trimestriels, mensuels et quotidiens.
La CRE considère que les niveaux fixés durant l'ATRT7 ont permis de remplir les objectifs de conserver un niveau de souscription long terme élevé, et d'autre part, de faciliter les échanges de court terme et favoriser l'intégration et la liquidité du marché.
La CRE envisageait donc dans sa consultation publique de maintenir le niveau des multiplicateurs pour l'ATRT8. Par ailleurs, la CRE envisageait la suppression du tarif congestionné en ATRT8, afin, d'une part, de maximiser les revenus collectés aux points d'interconnexion, et d'autre part, de conserver une incitation pour les utilisateurs à réserver des capacités de long terme.
Enfin, la CRE envisageait, dans l'éventualité où des produits non standards seraient commercialisés par les GRT au cours de la période tarifaire ATRT8, que le multiplicateur du produit standard de durée inférieure s'applique : par exemple, dans le cas d'un produit saisonnier, le multiplicateur applicable aux produits trimestriels serait appliqué.
La totalité des répondants à la consultation publique partage la position de la CRE concernant le niveau des multiplicateurs.
La CRE décide donc de conserver pour l'ATRT8 le niveau des multiplicateurs de l'ATRT7.
Une grande majorité des répondants est également favorable à la suppression des tarifs congestionnés, et considère que cela favorisera les réservations de long terme.
La CRE décide de supprimer les tarifs congestionnés.
Compte tenu des réponses à la consultation publique, la CRE décide que les multiplicateurs suivants s'appliqueront pour l'ATRT8 :

Dans l'éventualité où des produits non standards seraient commercialisés par les GRT au cours de la période tarifaire ATRT8, la CRE décide que le multiplicateur du produit standard de durée inférieure s'applique : par exemple, dans le cas d'un produit saisonnier, le multiplicateur applicable aux produits trimestriels serait appliqué.

4.2.2.2.5. Grille tarifaire

La grille tarifaire applicable en 2024 est présentée ci-après de manière synthétique. Elle est calculée sur la base du revenu autorisé des opérateurs présenté dans la partie 3.3 :

Par la suite, les termes tarifaires évolueront annuellement, au 1er octobre pour les PIR et au 1er avril pour les autres termes tarifaires, par application d'un coefficient Z=IPC + k, comme décrit au 2.3.4 de la présente délibération.

4.2.3. Tarification des capacités interruptibles

Dans sa consultation publique du 26 juillet 2023, la CRE envisageait de retenir :

- un taux d'interruption et donc un rabais de 50 % pour les points d'entrée aux PIR Dunkerque, Virtualys, Taisnières B et Obergailbach ;
- un rabais de 25 % au PIR Pirineos en ligne avec les probabilités d'interruption calculées par les GRT au point d'entrée à Pirineos ;
- un rabais de 15 % aux points de sortie Pirineos et Oltingue ;
- un rabais de 50 % pour les capacités interruptibles aux PITS.

Les répondants à la consultation publique sont favorables à ces orientations.
La CRE considère qu'il est pertinent de rapprocher les rabais applicables des taux d'interruption effectivement constatés et maintient ses orientations faites dans la consultation publique. Les rabais applicables aux capacités interruptibles pour la période ATRT8 sont les suivants :

Un retour sur expérience sera réalisé par les GRT pour déterminer l'impact des changements de flux sur les probabilités d'interruption.

4.2.4. Tarification des capacités rebours
4.2.4.1. Capacités rebours aux PIR

Les capacités « Rebours virtuel » sont des capacités dont la disponibilité dépend du niveau de flux commercial dans le sens principal du point d'interconnexion concerné. Les flux commerciaux de gaz de certains points d'interconnexion en entrée France, notamment avec l'Allemagne (Obergailbach) et la Belgique (Virtualys) ont fortement diminué ou ont été interrompus, à mesure que les prix du gaz des marchés allemands et belges dépassaient le prix du marché français.
La valeur des capacités rebours subit deux effets contradictoires. D'une part, les baisses ou interruptions du flux physique réduisent d'autant la disponibilité (et donc la valeur) des capacités rebours virtuels. D'autre part, l'évolution de l'écart de prix du gaz entre le marché allemand ou belge et le marché français a plutôt contribué à renforcer la valeur de ces capacités.
Pour les capacités rebours, la CRE envisageait dans sa consultation publique de maintenir le rabais de 80 % par rapport au tarif du point d'entrée aux PIR.
La totalité des répondants est favorable aux orientations envisagées par la CRE.
Compte tenu des retours à la consultation publique, la CRE décide de maintenir le rabais de 80 % par rapport au tarif du point d'entrée aux PIR.

4.2.4.2. Capacités rebours aux PITTM
4.2.4.2.1. Principe de l'offre de liquéfaction virtuelle des terminaux méthaniers

Elengy propose de créer un service de liquéfaction virtuelle. Le principe de cette offre est de permettre à tous les expéditeurs actifs sur le réseau de transport d'acquérir du GNL en cuve en effectuant une nomination « rebours » depuis le réseau de transport vers le terminal, ce qui réduit d'autant l'émission du terminal vers le réseau. Cette nomination « rebours » serait effectuée à l'occasion du guichet d'allocation intra-journalier (et uniquement lorsque le terminal dispose de la flexibilité nécessaire). Dunkerque LNG envisage de proposer un service comparable.
La CRE a interrogé le marché à deux reprises sur cette offre :

- dans sa consultation publique du 10 novembre 2022 (40), la CRE a présenté les principes de l'offre, les acteurs étaient favorables à une étude approfondie de ce service par la CRE ;
- dans sa consultation publique du 26 juillet 2023, la CRE a présenté l'offre de rebours envisagée par GRTgaz, et envisagé deux méthodes pour fixer le tarif du rebours virtuel au PITTM sur le réseau de transport.

Seuls les opérateurs d'infrastructures se sont exprimés favorablement à la création d'un service de rebours virtuel vers les terminaux méthaniers. Les autres (principalement des fournisseurs) y sont opposés et ont demandé a minima des études complémentaires. En effet, ces acteurs considèrent inéquitable que des concurrents ne déchargeant pas de GNL en France puissent acquérir du GNL sans supporter les risques et les coûts de la chaîne GNL.
Compte tenu des retours à la consultation publique, la CRE ne met pas en place ce dispositif durant la période de l'ATRT8.

4.3. Structure tarifaire du réseau régional

La tarification de l'acheminement sur le réseau régional dépend :

- de la capacité d'acheminement souscrite ;
- du tarif unitaire d'acheminement sur le réseau régional multiplié par un niveau de tarif régional (NTR), propre à chaque point de livraison, qui permet de prendre en compte la disparité des coûts d'acheminement sur le réseau régional pour chaque point de livraison notamment fonction de la distance au réseau principal.

La tarification de la livraison dépend :

- de la capacité de livraison souscrite ;
- du tarif unitaire de livraison (TCL) qui diffère en fonction du type de point de livraison ;
- du nombre de postes de livraison pour les consommateurs industriels ou les consommateurs industriels fortement modulés.

4.3.1. Modalités de souscription des capacités
4.3.1.1. Tarification des capacités infra-annuelles

En sortie du réseau principal et pour l'acheminement sur le réseau régional et la livraison, les consommateurs raccordés au réseau de transport peuvent souscrire de la capacité pour une durée annuelle, mensuelle ou quotidienne. Ces souscriptions donnent droit à une capacité horaire de livraison égale à 1/20e de la capacité journalière de livraison souscrite. Ils peuvent également demander une capacité horaire supplémentaire, en acquittant un complément de prix.
Le réseau de transport de gaz est dimensionné afin de pouvoir acheminer la quantité de gaz nécessaire au passage de la pointe de consommation au risque 2 % (dit risque « P2 »), soit la pointe de consommation à une température extrêmement basse atteinte trois jours de suite, telle qu'il s'en produit statistiquement une fois tous les 50 ans.
Ce dimensionnement implique que les coûts de réseau pour un consommateur présent uniquement les mois les plus froids est proche des coûts générés par un consommateur présent toute l'année. La CRE a en conséquence retenu des principes de tarification encourageant les expéditeurs à souscrire principalement sur une base annuelle. Il est possible de réserver des capacités intra-annuelles en payant le coût de la capacité annuelle multiplié par un certain coefficient fonction de la durée du produit et du moment de l'année (avec un coefficient plus élevé l'hiver que l'été).
Par ailleurs, l'article D. 452-1-2 du code de l'énergie prévoit que « [l]es tarifs d'utilisation des réseaux de transport applicables durant les mois de novembre à avril peuvent être fixés à un niveau supérieur à celui permettant la stricte couverture des coûts de réseau, sous réserve qu'ils fassent l'objet, durant les mois de mai à octobre, d'une modulation à la baisse permettant de maintenir sur l'année la couverture des coûts […] ».
Les souscriptions de capacités intra-annuelles sont limitées car la grande majorité des consommateurs ont leur pointe de consommation en hiver : elles représentent moins de 4 % des capacités souscrites par les consommateurs raccordés au réseau de transport.
La CRE considérait dans la consultation publique que les coefficients prévus dans l'ATRT7 étaient toujours pertinents. Elle envisageait donc dans sa consultation publique de les reconduire pour l'ATRT8.
La totalité des répondants partage la position de la CRE.
Compte tenu des retours à la consultation publique, la CRE décide de maintenir les coefficients suivants en ATRT8 :

4.3.1.2. Calcul des pénalités de dépassement

Dans le tarif ATRT7, les dépassements de capacité journalière et horaire étaient pénalisés de la manière suivante :

- pour les dépassements de capacité journalière, le calcul des pénalités est fondé sur le prix de la souscription quotidienne ferme de capacité journalière :
- pour la partie du dépassement inférieure ou égale à 3 % de la capacité journalière souscrite, aucune pénalité n'est facturée ;
- pour la partie du dépassement supérieure à 3 %, la pénalité est égale à 20 fois le prix de la souscription quotidienne ferme de capacité journalière ;
- pour les dépassements de capacité horaire, le dépassement est calculé en considérant la valeur maximale de la moyenne horaire des quantités livrées au point de livraison concerné sur quatre heures consécutives. Le calcul des pénalités est fondé sur le prix de la souscription quotidienne de capacité horaire :
- pour la partie du dépassement inférieure ou égale à 10 % de la capacité horaire souscrite, aucune pénalité n'est facturée ;
- pour la partie du dépassement supérieure à 10 %, la pénalité est égale à 45 fois le prix de la souscription quotidienne ferme de capacité horaire.

Les règles de pénalisation applicables dans le tarif ATRT7 peuvent être synthétisées ainsi :

La majorité des contributeurs à la consultation publique est favorable à la reconduction pour l'ATRT8 des règles de pénalisation prévues par l'ATRT7. Quelques acteurs, dont des associations de consommateurs, les considèrent comme excessives.
La CRE décide de reconduire les paramètres du calcul des pénalités de dépassement pour l'ATRT8. Le tarif ATRT7 avait déjà abaissé les montants de pénalité et la CRE estime que les pénalités doivent être suffisamment importantes pour dissuader les consommateurs industriels de ne réserver leurs capacités qu'a minima.

4.3.2. Timbre d'injection biométhane (41)

La loi n° 2018-938 du 30 octobre 2018 pour l'équilibre des relations commerciales dans le secteur agricole et alimentaire et une alimentation saine, durable et accessible à tous, dite « loi EGalim », a instauré le principe du droit à l'injection pour les producteurs de biogaz. En effet, son article 94 a introduit l'article L. 453-9 au sein du code de l'énergie qui dispose, notamment, que « [l]orsqu'une installation de production de biogaz est située à proximité d'un réseau de gaz naturel, les gestionnaires des réseaux de gaz naturel effectuent les renforcements nécessaires pour permettre l'injection dans le réseau du biogaz produit, dans les conditions et limites permettant de s'assurer de la pertinence technico-économique des investissements […] ».
Les modalités de mise en œuvre de cet article ont été précisées par le décret n° 2019-665 du 28 juin 2019 relatif aux renforcements des réseaux de transport et de distribution de gaz naturel nécessaires pour permettre l'injection du biogaz produit, et par l'arrêté du 28 juin 2019 (42) pris en application de ce décret.
Le décret du 28 juin 2019 susvisé, dont les dispositions sont aujourd'hui codifiées aux articles D. 453-20 à D. 453-25 du code de l'énergie, a introduit trois dispositifs dont l'objectif est notamment le développement efficace de l'injection de biométhane dans les réseaux de gaz naturel :

- un dispositif de zonage de raccordement des installations de production de biogaz à un réseau de gaz naturel. Il s'agit, pour chaque zone du territoire métropolitain continental située à proximité d'un réseau de gaz naturel, de définir le réseau le plus pertinent d'un point de vue technico-économique pour le raccordement d'une nouvelle installation de production de biogaz qui s'y implanterait. Ces zonages doivent être validés par la CRE ;
- pour les ouvrages de renforcement, un dispositif d'évaluation et de financement par les gestionnaires de réseau des coûts associés, dans la limite d'un ratio technico-économique Investissements/Volumes (« I/V ») ;
- pour les ouvrages mutualisés qui ne sont pas des renforcements, un dispositif de partage des coûts entre les producteurs d'une même zone.

La CRE a précisé, dans sa délibération n° 2019-242 du 14 novembre 2019 (43) (ci-après, la « Délibération Biométhane »), les modalités opérationnelles de mise en œuvre du droit à l'injection et notamment celles concernant la validation des investissements de renforcement des GRD, dont le processus a été précisé dans la délibération n°°2020-261 du 22 octobre 2020 (44).
Par ailleurs, les dispositions des articles L. 452-1 et L. 452-1-1 du code de l'énergie précisent que les coûts supportés par les GRT et les GRD (45) comprennent une partie des coûts de raccordement à ces réseaux des installations de production de gaz renouvelable, dont le biogaz, ou de gaz bas-carbone et que le niveau de prise en charge ne peut excéder 60 % du coût du raccordement.
L'ensemble des dispositions susmentionnées induit ainsi la mutualisation dans les tarifs ATRD et ATRT des coûts de renforcement dans les zones pertinentes sur le plan technico-économique, ainsi que de la majorité des coûts de raccordement : cette mutualisation n'incite pas forcément les producteurs à faire des choix de localisation optimaux pour la collectivité.
Dans l'objectif de préserver un signal à la localisation optimale et de couvrir les coûts de fonctionnement des ouvrages de renforcement, la CRE a introduit dans les tarifs ATRT7 et ATRD6 un timbre d'injection : reposant sur le principe général d'un timbre à trois niveaux, il est attribué à chaque site de production lors de la remise par les gestionnaires de réseaux de l'étude de raccordement (correspondant au jalon D2 (46) dans la procédure de la file d'attente), en fonction du zonage de raccordement (47) en vigueur sur la zone, et inchangé sur le moyen terme. La CRE peut néanmoins décider, pour les sites de production qui se seraient vu attribuer un niveau 3, de réexaminer leur situation au bout de cinq ans, si le rebours (48) (ou la compression mutualisée) n'est pas effectivement réalisé à cette échéance.
Le classement des zones par niveau est réalisé en fonction du zonage de raccordement en vigueur sur la zone et est actualisé concomitamment à l'actualisation du zonage :

- si le zonage prévoit un rebours ou une compression mutualisée, les futurs sites de production de la zone se voient affecter le niveau 3 ;
- si le zonage ne prévoit ni rebours ni compression mutualisée :
- si le zonage comprend un maillage (49) et/ou une extension mutualisée (50), les sites de production de la zone se voient affecter le niveau 2 ;
- pour les autres zones, les sites de production de la zone se voient affecter le niveau 1.

Pour fixer le niveau des timbres dans les tarifs ATRT7 et ATRD6, la CRE a étudié les charges d'exploitation associées au développement du biométhane, à l'exception des coûts d'OPEX généraux, notamment liés au pilotage des activités biométhane et au fonctionnement du SI : deux catégories de charges ont été évaluées sur la période, (1) les « OPEX rebours » relatives aux rebours et aux compressions mutualisées, et (2) les « OPEX canalisations » relatives aux maillages et autres canalisations.
A l'occasion des consultations publiques du 26 juillet 2023 et du 12 octobre 2023, la CRE envisageait plusieurs évolutions concernant le timbre d'injection. La forme, le niveau du timbre d'injection, ses modalités d'évolution annuelle ainsi que la part des recettes perçues au titre du timbre d'injection qui sera reversée entre GRDF et les GRT concernés seront précisés dans la délibération ATRD7 de GRDF.
D'ici à l'entrée en vigueur de l'ATRD7, les modalités du timbre d'injection prévues par l'ATRT7 continueront à s'appliquer.

4.3.3. Grille tarifaire des réseaux régionaux pour 2024

La grille tarifaire applicable des réseaux régionaux de GRTgaz et de Teréga en 2024 est présentée ci-après de manière synthétique. Elle est calculée sur la base du revenu autorisé des opérateurs présenté dans la partie 3.3 :

Cette grille tarifaire présente une hausse importante des termes tarifaires par rapport à l'ATRT7. Elle est la résultante de plusieurs effets :

- la baisse des souscriptions attendue pendant la période ATRT8 présentée dans la partie 3.2 ;
- la hausse des charges des opérateurs par rapport à l'ATRT7 présentées dans la partie 3.

Comme indiqué dans la partie 2.3.4, la CRE décide d'appliquer une variation Zrégional aux termes tarifaires des réseaux régionaux chaque année avec Zrégional = IPC + krégional.
La grille tarifaire présentée ci-dessus correspond aux hypothèses d'inflation suivantes :

5. Modalités de collecte de la compensation stockage

Depuis 2018, les opérateurs des infrastructures de stockage font l'objet d'une régulation économique. Elle prévoit que :

- les capacités de stockage qui garantissent la sécurité d'approvisionnement sont prévues par la PPE. Ces infrastructures sont maintenues en exploitation par les opérateurs de stockage ;
- le revenu des opérateurs de stockage est déterminé par la CRE ;
- les capacités de stockage sont commercialisées aux enchères selon des modalités définies par la CRE ;
- la différence, positive ou négative, entre les recettes majoritairement issues des enchères et le revenu régulé des opérateurs de stockage est compensée par un terme tarifaire déterminé par la CRE au sein du tarif d'utilisation du réseau de transport de gaz naturel.

La mise en œuvre de la régulation a ainsi pour objectif de garantir la souscription puis le remplissage des capacités de stockage nécessaires à la sécurité d'approvisionnement, tout en apportant de la transparence quant aux coûts. La régulation des revenus des opérateurs vise également à assurer que le consommateur final paie le juste prix pour le stockage nécessaire à la sécurité d'approvisionnement.
Ces objectifs ont largement été atteints. Depuis l'entrée en vigueur de la régulation, la quasi-totalité des capacités proposées a été allouée grâce au mécanisme d'enchère permettant de commercialiser les stockages à leur valeur de marché. En parallèle, le mécanisme de compensation entre stockage et transport a permis de couvrir efficacement les coûts des opérateurs qui n'étaient pas reflétés par la valeur de marché. Alors que les crises graves (Covid, guerre en Ukraine) se sont succédé et que les conditions de marché ont été volatiles depuis l'entrée en vigueur de la régulation des installations de stockage, ce bon fonctionnement a permis de garantir la sécurité d'approvisionnement en gaz naturel de la France pour un coût maîtrisé.
Les enchères ont permis de générer en moyenne ~ 300 M€/an de recettes ce qui représente 45 % du revenu autorisé des opérateurs.
La CRE considère que les modalités de la compensation stockage sont adaptées et qu'elles ont prouvé leur résilience face aux différents chocs subis par le système gazier européen depuis 2018. Elle décide donc de reconduire les dispositions de l'ATRT7 pour l'ATRT8.

5.1. Principe de couverture des coûts

L'article L. 421-3-1 du code de l'énergie prévoit que « [l]es infrastructures de stockage souterrain de gaz naturel qui garantissent la sécurité d'approvisionnement […] sont prévues par la programmation pluriannuelle de l'énergie […]. Ces infrastructures sont maintenues en exploitation par les opérateurs […] ». En contrepartie et dans les limites de l'obligation de maintien en exploitation des sites de stockage considérés comme nécessaires à la sécurité d'approvisionnement dans la programmation pluriannuelle de l'énergie, les opérateurs de stockage ont la garantie de voir leurs charges couvertes, dans la mesure où ces charges sont celles d'un opérateur efficace.
Le code de l'énergie prévoit que les opérateurs de stockage perçoivent leur revenu autorisé, fixé par la CRE :

- d'une part, au travers des recettes qu'ils perçoivent directement, majoritairement issues de la commercialisation de leurs capacités de stockage aux enchères ;
- d'autre part, dans l'hypothèse où les recettes qu'ils perçoivent directement sont inférieures à leur revenu autorisé, au travers d'une compensation collectée par les GRT auprès des expéditeurs et reversée aux opérateurs de stockage conformément à l'article L. 452-1 du code de l'énergie (51).

Dans ce cadre, la CRE fixe, avant le 1er avril de chaque année, le montant de la compensation, pour chacun des trois opérateurs de stockage, correspondant à la différence entre le revenu autorisé des opérateurs pour l'année considérée et les prévisions de recettes liées à la commercialisation des capacités de stockage directement perçues par les opérateurs.
Le montant de cette compensation est recouvré auprès des expéditeurs présents sur les réseaux de transport de GRTgaz et de Teréga, en leur appliquant un terme tarifaire stockage fonction de la modulation hivernale de leurs clients raccordés aux réseaux de transport et de distribution publique de gaz.

Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible en bas de page

5.2. Périmètre de la compensation stockage

La CRE a défini le périmètre initial de l'assiette de collecte de la compensation stockage dans sa délibération du 22 mars 2018 (52). Au 1er avril 2018, le périmètre retenu correspondait à l'ensemble des consommateurs raccordés au réseau de distribution n'ayant pas accepté contractuellement une fourniture susceptible d'interruption, ou ne s'étant pas déclarés délestables.
Ce périmètre a été retenu par la CRE compte tenu :

- d'une part, des délais contraints de mise en œuvre de la réforme du régime d'accès des tiers aux installations de stockage souterrain de gaz naturel et dans un objectif de nécessaire continuité avec le système antérieur ;
- d'autre part, de l'absence de dispositif d'interruptibilité contractuelle permettant aux consommateurs directement raccordés au réseau de transport qui peuvent interrompre leur consommation dans certaines situations exceptionnelles, d'être exemptés du paiement du terme tarifaire stockage.

Une fois la mise en œuvre effective du dispositif d'interruptibilité contractuelle, la CRE a étendu l'assiette de compensation aux clients directement raccordés au réseau de transport. Cette extension a eu lieu à l'occasion de la mise à jour du tarif ATRT7 du 1er avril 2021 (53).
La CRE décide de reconduire le périmètre de collecte de la compensation stockage pour l'ATRT8.

5.3. Calcul du terme tarifaire stockage

La CRE décide de reconduire les modalités de calcul du terme tarifaire stockage.
Le terme tarifaire stockage est calculé comme le rapport entre le montant prévisionnel de la compensation à la maille France et la valeur prévisionnelle de l'assiette de perception de cette compensation.

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Montant de la compensation :
Le montant de la compensation correspond à la différence entre le revenu autorisé des opérateurs pour l'année considérée et les prévisions de recettes liées à la commercialisation des capacités de stockage directement perçues par les opérateurs
Assiette de compensation :
Tout expéditeur qui se voit attribuer de la capacité ferme de livraison à au moins un PITD ou qui alimente un client directement raccordé au réseau de transport se voit appliquer un terme tarifaire stockage (TS) fonction de la modulation hivernale de ses clients dans son portefeuille le 1er jour de chaque mois. Ce terme vise à recouvrer une partie des revenus des opérateurs de stockage souterrains de gaz naturel.
L'assiette de perception de la compensation à percevoir auprès de chaque expéditeur est définie comme la somme des assiettes de chacun de ses clients éligibles au paiement de la compensation stockage (le calcul de la modulation est précisé dans la partie 6.2.3.2).

6. Tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRtgaz et Teréga applicable au 1er avril 2024
6.1. Règles tarifaires
6.1.1. Définitions

Point d'Interconnexion des Réseaux (PIR) : point physique ou notionnel d'interconnexion des réseaux de transport principaux de deux gestionnaires de réseau de transport (GRT).
Point d'Interconnexion sur Réseau Régional (PIRR) : point physique ou notionnel d'interconnexion entre un réseau de transport régional et le réseau d'un opérateur étranger.
Point d'Interface Transport Terminal Méthanier (PITTM) : point physique ou notionnel d'interconnexion entre un réseau de transport et un ou plusieurs terminaux méthaniers.
Point d'Interface Transport Stockage (PITS) : point physique ou notionnel d'interface entre un réseau de transport et un groupement de stockage.
Point d'Interface Transport Production (PITP) : point physique ou notionnel d'interface entre un réseau de transport et une installation de production de gaz encadrée par une concession minière.
Point d'Interface Transport Distribution (PITD) : point physique ou notionnel d'interface entre un réseau de transport et un réseau de distribution publique.
TCE : terme de capacité d'entrée sur le réseau principal, applicable à la souscription de capacité journalière aux points d'entrée du réseau principal à partir d'un PIR ou d'un PITTM ;
TCES : terme de capacité d'entrée sur le réseau principal à partir des stockages, applicable à la souscription de capacité journalière d'entrée sur le réseau principal en provenance d'un PITS ;
TCST : terme de capacité de sortie aux points d'interconnexion des réseaux de transport, applicable à la souscription de capacité journalière de sortie vers un point d'interconnexion des réseaux (PIR) ;
TCS : terme de capacité de sortie du réseau principal, applicable à la souscription de capacité journalière de sortie du réseau principal, sauf vers un PITS ou un PIR ;
TCSS : terme de capacité de sortie du réseau principal vers les stockages, applicable à la souscription de capacité journalière de sortie du réseau principal vers un PITS ;
TCR : terme de capacité de transport sur le réseau régional, applicable à la souscription de capacité journalière de transport sur le réseau régional ;
TCL : terme de capacité de livraison, applicable à la souscription de capacité journalière de livraison à un point de livraison ;
Terme Stockage (TS) : Terme tarifaire unitaire visant à recouvrer une partie des revenus des opérateurs de stockage souterrain de gaz naturel, applicable aux expéditeurs, fonction de la modulation hivernale de leurs clients.
Terme d'injection biométhane : terme applicable aux quantités de biométhane injectées dans le réseau de transport de gaz ;
Capacité ferme : capacité de transport de gaz dont l'utilisation est garantie contractuellement par le GRT, hors travaux ou cas de force majeure.
Capacité ferme climatique : capacité de transport de gaz dont le GRT garantit par contrat, en fonction de la consommation domestique, le caractère non interruptible. Cette définition s'applique notamment aux capacités d'injection et de soutirage aux PITS.
Capacité à rebours : capacité permettant à l'expéditeur d'effectuer des nominations dans le sens opposé au sens dominant des flux lorsque les flux de gaz ne peuvent s'écouler que dans un seul sens. Elle ne peut être
utilisée, un jour donné, que si le flux global résultant de l'ensemble des nominations des expéditeurs est dans le sens dominant des flux.
Capacité interruptible : capacité de transport de gaz qui peut être interrompue par le GRT selon les conditions stipulées dans le contrat d'acheminement sur le réseau de transport de gaz.
Capacité restituable : capacité ferme, que l'expéditeur s'engage à restituer à tout moment au GRT à sa demande.
Expéditeur : personne physique ou morale qui conclut avec un GRT un contrat d'acheminement sur le réseau de transport de gaz. L'expéditeur est, selon le cas, le client éligible, le fournisseur ou leur mandataire.
Point de livraison (PDL) : point de sortie d'un réseau de distribution où un gestionnaire de réseau de distribution livre du gaz à un client final, en exécution d'un contrat d'acheminement sur le réseau de distribution. A chaque PDL est rattaché en général un point de comptage et d'estimation (PCE), avec un numéro unique à 14 chiffres permettant de l'identifier. Par exception, un PDL peut néanmoins regrouper plusieurs PCE, si ceux-ci sont en aval du même branchement individuel.
Consommation annuelle de référence (CAR) : quantité de gaz estimée consommée sur une année, dans des conditions climatiques moyennes, pour un point de comptage et d'estimation (PCE).
Client « non à souscription » : client relevant des options T1, T2, et T3 des tarifs d'utilisation des réseaux de distribution. Ces options ne comprenant aucun terme de souscription de capacité, les PDL de ces clients sont donc « non à souscription ». A chaque PDL « non à souscription » est associée une capacité dite « normalisée
», déterminée à partir de sa CAR, de son profil, de la température de pointe 2% de la station météo à laquelle est rattaché le PITD concerné, et d'un coefficient d'ajustement « A ».
Client « à souscription » : client relevant des options TF, T4 et TP des tarifs d'utilisation des réseaux de distribution. Pour ces PDL, le fournisseur réserve librement la capacité souhaitée.
Part Hiver (PH) : le rapport entre la consommation du client des mois de novembre à mars inclus et sa consommation sur l'ensemble de l'année civile.

6.1.2. Souscriptions de capacités
6.1.2.1. Souscriptions de capacités aux PIR aux enchères

Les capacités d'acheminement journalières aux points d'interconnexion des réseaux (PIR) de Taisnières B, Virtualys (Taisnières H et Alveringem), Obergailbach, Oltingue et Pirineos peuvent être souscrites aux enchères via la plateforme de commercialisation de capacités PRISMA. Ces capacités sont commercialisées aux enchères selon les modalités prévues par le règlement (UE) 2017/459 de la Commission du 16 mars 2017 établissant un code de réseau sur les mécanismes d'attribution des capacités dans les systèmes de transport de gaz dit « Code de réseau CAM ». Les détails des procédures d'enchères et des produits proposés sont publiés par GRTgaz et Teréga sur leurs sites internet respectifs ou sur la plateforme d'enchère PRISMA.
A titre indicatif, sont disponibles des produits de capacités d'acheminement journalières fermes, interruptibles et à rebours sur les durées annuelles, trimestrielles, mensuelles, quotidiennes et infrajournalières.
Le prix de réserve des enchères est égal au prix fixé par la présente délibération.
La contractualisation et la facturation pour les PIR de Taisnières B, Virtualys (Taisnières H et Alveringem), Obergailbach et Oltingue sont réalisées par GRTgaz.
La contractualisation et la facturation pour le PIR de Pirineos sont réalisées par Teréga.

6.1.2.2. Souscription de capacités au PIR Dunkerque

Les souscriptions de capacités journalières au PIR Dunkerque font l'objet de mécanismes de commercialisation particuliers définis selon des règles fixées par la CRE et rendues publiques sur le site internet de GRTgaz.

6.1.2.3. Souscription de capacités aux PITS

Le GRT alloue automatiquement à l'expéditeur à chaque Point d'Interface Transport Stockage (PITS) des capacités de sortie et d'entrée correspondant aux capacités nominales d'injection et de soutirage que l'expéditeur détient sur le ou les groupements de stockages correspondants, dans la limite des capacités du réseau.
Le niveau des capacités fermes en sortie aux PITS est fixé par la CRE. Les capacités allouées restantes sont interruptibles.

6.1.2.4. Souscription de capacités aux PITTM

La détention de capacités de regazéification dans un terminal méthanier entraine le droit et l'obligation de souscrire les capacités d'entrée sur le réseau de transport, pour des durées et des niveaux correspondants. Dans le cas spécifique du terminal de Dunkerque LNG (le terminal est relié à la fois au réseau de GRTgaz et au réseau belge) cette obligation porte sur la somme des capacités réservées sur le réseau de GRTgaz au PITTM de Dunkerque et des capacités réservées depuis le terminal vers la Belgique.
Au PITTM de Dunkerque, les capacités fermes d'entrée sur le réseau de GRTgaz sont réservées par l'expéditeur sous la forme de bandeaux annuels, sur une période représentant un nombre entier d'années, ou sous la forme de bandeaux intra-annuels.
Aux PITTM de Montoir, de Fos et du Havre, tout expéditeur ayant souscrit des capacités auprès des gestionnaires de terminaux méthaniers se voit attribuer par le GRT une capacité d'entrée journalière ferme, pour la période de souscription de capacités de regazéification correspondantes :

- dans le cas de souscriptions de capacités de regazéification entrant dans le cadre de la programmation annuelle du terminal (notamment, annuelles ou pluriannuelles), le niveau de capacité d'entrée journalière ferme attribué correspond à une quote-part de la capacité journalière ferme de regazéification du terminal. Cette quote-part est déterminée par le ratio :
- de la capacité annuelle de regazéification souscrite par l'expéditeur au niveau du terminal ;
- sur la capacité technique ferme totale annuelle de regazéification de ce terminal.

La capacité journalière ferme de regazéification est égale à 113,5 % de la capacité de déchargement moyenne journalière dans le terminal.

- dans le cas de souscriptions de capacité de regazéification en spot, l'expéditeur se voit attribuer un bandeau de capacité ferme d'entrée sur la période de sa souscription. Le niveau de capacité attribué correspond à la quantité de capacité de regazéification souscrite, exprimée en GWh.

Un expéditeur ayant de la capacité souscrite à un PITTM peut en changer le niveau la veille pour le lendemain, à condition de conserver l'intégralité du niveau de capacité initialement souscrit sur la période concernée (durée de la souscription ou année calendaire, si la souscription a une durée supérieure à un an).
Le GRT calcule, pour chaque expéditeur, les émissions journalières de chaque jour. Si elles excèdent, pour un jour donné, la capacité détenue par l'expéditeur, il facture à ce dernier une souscription de capacité journalière supplémentaire, au tarif de la capacité quotidienne, égale à la différence positive entre l'émission journalière et la capacité attribuée par l'expéditeur.
Les expéditeurs ont la possibilité de céder leurs capacités aux PITTM sans frais.
Par ailleurs, toute capacité souscrite à un PITTM pour le mois M et que l'expéditeur ne compte finalement pas utiliser peut être transférée après le 20 du mois M-1 à un autre PITTM sur ce mois M. Le coût de ce transfert correspond à 10 % du prix initial de la nouvelle capacité souscrite.

6.1.2.5. Souscription de capacités en sortie du réseau principal et sur le réseau régional

La réservation des capacités de livraison aux points de livraison et aux Points d'Interconnexion Réseau Régional (PIRR), des capacités d'acheminement sur le réseau régional et des capacités en sortie du réseau principal s'effectue auprès des GRT selon les modalités publiées par les GRT.
Les capacités fermes de livraison aux Points d'Interface Transport Distribution (PITD) sont allouées automatiquement par les GRT. Ces capacités sont calculées par les GRT, sur la base de données transmises par le gestionnaire de réseau de distribution publique de gaz. La méthode de calcul des capacités de livraison normalisées est établie, sur des bases objectives et transparentes prévenant toute discrimination, et rendue publique.
L'expéditeur se voit attribuer une capacité de sortie du réseau principal et une capacité d'acheminement sur le réseau régional égales, pour chaque point de livraison et pour chaque PIRR, à la capacité de livraison en ce point.

6.1.2.6. Souscription de capacités sur les points d'injection de biométhane

L'expéditeur se voit attribuer une capacité d'injection égale à la capacité de production du site telle qu'inscrite dans le registre de capacité, et ce pour la durée du contrat d'achat qu'il a passé avec le site producteur.

6.1.3. Cession des capacités de transport sur les réseaux de GRTgaz et de Teréga

Les capacités de transport souscrites aux points d'entrée et de sortie vers les PIR sont librement cessibles sans surcoût.
En cas de cession complète, l'acquéreur récupère tous les droits et obligations liés à ces souscriptions.
En cas de cession de droit d'usage, le propriétaire initial conserve ses obligations vis-à-vis du GRT. Le droit d'usage échangé peut descendre jusqu'à un pas de temps quotidien, quelle que soit la durée de la souscription initiale.
Le droit d'usage des capacités de transport aval, entre le PEG et le point de livraison à un site industriel directement raccordé au réseau de transport, ou entre un PITP et le PEG est cessible dans le cas où l'industriel concerné a souscrit ces capacités auprès du GRT.
Les modalités de ces cessions de capacités de transport sont définies par les GRT, sur des bases objectives et transparentes, et rendues publiques par les GRT sur leur site internet.

6.2. Grille tarifaire d'utilisation des réseaux de GRTgaz et de Teréga au 1er avril 2024
6.2.1. Recettes prévisionnelles à percevoir par le tarif de transport

Les tarifs et les évolutions tarifaires prévisionnelles sont fixés, en fonction d'hypothèses de niveau de souscriptions de capacités, de manière à couvrir les revenus autorisés de chacun des GRT.

- GRTgaz :

- Teréga :

6.2.2. Tarifs applicables aux souscriptions annuelles de capacité journalières d'acheminement et de livraison
6.2.2.1. Tarification des Points d'interconnexion des Réseaux (PIR) avant le 1er octobre 2024

Les tarifs applicables aux souscriptions annuelles de capacité journalière sont définis dans les tableaux ci-après. Lors de la commercialisation aux enchères, les prix de réserve des enchères sont égaux à ces tarifs.

- Termes de capacité d'entrée sur le réseau principal (TCE)

- Termes de capacité de sortie aux PIR (TCST)

- Termes de capacité à rebours aux PIR

- Capacités restituables

Le prix d'une capacité annuelle restituable est égal à 90 % du prix de la capacité ferme annuelle correspondante.

6.2.2.2. Tarification des Points d'Interconnexion des Réseaux (PIR) à partir du 1er octobre 2024

Les tarifs applicables aux souscriptions annuelles de capacité journalière sont définis dans les tableaux ci-après. Lors de la commercialisation aux enchères, les prix de réserve des enchères sont égaux à ces tarifs.

- Termes de capacité d'entrée sur le réseau principal (TCE)

- Termes de capacité de sortie aux PIR (TCST)

- Termes de capacité à rebours aux PIR

- Capacités restituables

Le prix d'une capacité annuelle restituable est égal à 90 % du prix de la capacité ferme annuelle correspondante.

6.2.2.3. Tarification des Points d'Interface Transport Terminaux Méthanier (PITTM)

- Termes de capacité d'entrée sur le réseau principal (TCE)

6.2.2.4. Tarification des Points d'Interface Transport Stockage (PITS)

- Termes de capacité d'entrée et de sortie des stockages (TCES et TCSS)

6.2.2.5. Tarification de la capacité de sortie du réseau principal vers les points de livraison

- Termes de capacité de sortie du réseau principal

6.2.2.6. Tarification de l'acheminement sur le réseau régional

- Termes de capacité de transport sur le réseau régional (TCR)

Le terme applicable aux souscriptions annuelles fermes de capacité journalière de transport sur le réseau régional (TCR) est le produit d'un terme unitaire fixé et du niveau de tarif régional (NTR) du point de livraison considéré.
La liste des points de livraison sur le réseau de GRTgaz et Teréga, accompagnés de leur zone de sortie et de leur valeur de NTR, figure en annexe 6 de la présente délibération.
Lorsqu'un nouveau point de livraison est créé, GRTgaz ou Teréga calculent la valeur du NTR de façon transparente et non discriminatoire, sur la base d'une méthode de calcul publiée sur leurs sites internet respectifs.

- Termes de capacité de livraison (TCL)

Si plusieurs expéditeurs alimentent simultanément un PIRR, le terme fixe est réparti au prorata de leurs souscriptions de capacités de livraison.
En application du système de souscription normalisée de capacités de transport aux PITD, sur chaque PITD, la capacité annuelle ferme de livraison (« capacité normalisée ») est allouée à chaque expéditeur par les GRT. Elle est égale à la somme :

- des capacités annuelles souscrites sur le réseau de distribution pour les points de livraison (PDL) « à souscription » alimentés en aval du PITD considéré ;
- des capacités calculées par les GRT pour les PDL « non à souscription » alimentés en aval du PITD considéré, en multipliant la consommation journalière de pointe des PDL « non à souscription » par le coefficient d'ajustement « A » correspondant.

Une évolution des coefficients A est possible au 1er avril de chaque année via une délibération de la CRE sur proposition des GRT pour leurs zones d'équilibrage et pour chaque gestionnaire de réseaux de distribution présent sur ces zones.

- Termes fixes par poste de livraison

Les expéditeurs alimentant des consommateurs finals raccordés au réseau de transport et les PIRR s'acquittent d'un terme fixe par poste de livraison :

6.2.3. Terme tarifaire stockage fonction de la modulation hivernale (TS)
6.2.3.1. Montant de compensation à percevoir

Le montant de la compensation à percevoir par un opérateur d'infrastructures de stockage souterrain de gaz naturel et qui sera collecté par les GRT, correspond à la différence entre (i) le revenu autorisé de l'opérateur pour 2024, fixé par la CRE dans sa délibération du 30 janvier 2024relative au tarif ATS3, et (ii) les prévisions de recettes perçues directement par l'opérateur au titre de l'année 2024. Ce calcul est effectué pour chacun des opérateurs. Il permet de définir la quote-part de la compensation reversée par chaque GRT à chacun des opérateurs en considérant le rapport entre la compensation prévisionnelle annuelle de l'opérateur et la compensation prévisionnelle annuelle totale.
Les montants qui seront retenus par la CRE pour calculer la compensation 2024 sont les suivants :

i. Pour le revenu autorisé, la CRE retiendra le montant fixé dans sa délibération du 30 janvier 2024 relative au tarif ATS3 ;
ii. Pour les recettes prévisionnelles directement perçues par les opérateurs de stockage, la CRE retient notamment :
a) Les recettes perçues par les opérateurs de stockage au titre des capacités de stockage et des services additionnels pour 2023-2024, au titre des 3 premiers mois de 2024 ;
b) Les recettes perçues par les opérateurs au titre des capacités de stockage et des services additionnels pour 2024-2025, au titre des 9 derniers mois de 2024.

Le montant de la compensation est calculé annuellement. Il sera fixé par la CRE au terme de la campagne d'enchères, début mars 2024.

6.2.3.2. Calcul de la modulation hivernale

Tout expéditeur qui se voit attribuer de la capacité ferme de livraison à au moins un Point d'Interface Transport Distribution (PITD) ou qui alimente un client directement raccordé au réseau de transport se voit appliquer un terme tarifaire stockage (TS) fonction de la modulation hivernale de ses clients dans son portefeuille le 1er jour de chaque mois. Ce terme vise à recouvrer une partie des revenus des opérateurs de stockage souterrains de gaz naturel.
L'assiette de perception de la compensation à percevoir auprès de chaque expéditeur est définie comme la somme des assiettes de chacun de ses clients éligibles au paiement de la compensation stockage.
La modulation est calculée notamment sur la base de données transmises par les gestionnaires de réseaux de distribution publique de gaz.
Le niveau de modulation hivernale est déterminé chaque 1er jour de mois, pour chacun des clients, en appliquant les calculs décrits ci-après.

- Clients « à souscription » (raccordés aux réseaux de transport et de distribution)

Pour les clients à souscription, la modulation au 1er avril est calculée de la manière suivante :

Modulation client au 1er avril N (MWh/j) = Max(0;Mfav4 - Int)

où :

- Mfav4 est la moyenne des 2 modulations annuelles les plus basses des 4 années précédentes, soit les années N - 4 à N - 1. Pour chacune des années considérées, le calcul de modulation est le suivant :

Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible en bas de page

avec :

- Consommation hiver : consommation du site du 1er novembre N - 1 au 31 mars N ;
- Consommation annuelle : consommation du 1er novembre N - 1 au 31 octobre N ;

- Int est la somme des capacités interruptibles contractualisées auprès des gestionnaires de réseaux au 1er avril de l'année de facturation en cours. Cette somme comprend les capacités interruptibles annuelles contractualisées par l'expéditeur pour répondre à des contraintes techniques d'approvisionnement à la demande du GRT et celles contractualisées par le consommateur dans le cadre des dispositifs d'interruptibilité contractuelle définis par l'arrêté du 17 décembre 2019.

Pour les sites raccordés aux réseaux de distribution, le niveau de capacités interruptibles pris en compte est égal à la différence entre la valeur moyenne de la somme des capacités annuelles, mensuelles et journalières souscrites chaque jour entre le 1er novembre N - 1 et le 31 mars N et la capacité plafond contractualisée pour la période allant du 1er avril N au 31 mars N + 1. Si la valeur obtenue par cette différence est négative, le niveau de capacités interruptibles souscrit est considéré comme nul.
Lorsqu'un consommateur perd son agrément au contrat d'interruptibilité, du fait d'une non-activation des capacités interruptibles appelées par les gestionnaires de réseau ou de l'échec d'un test d'activation, le montant de compensation stockage est adapté avec la mise à zéro des capacités interruptibles correspondantes, à compter du mois de facturation suivant et ce jusqu'à l'éventuelle souscription de nouvelles capacités interruptibles.
Dans le cas où le contrat d'interruptibilité est signé pour plusieurs points de livraison le consommateur devra préciser au GRT la répartition des capacités interruptibles entre ces points de livraison, aux seules fins du calcul de la compensation stockage (sans présager de l'impact opérationnel sur l'interruptibilité).
Dans le cas d'un nouveau site raccordé en transport, en l'absence d'historique de consommations réelles, la modulation du site sera déterminée par les GRT sur la base de la meilleure estimation de la modulation hivernale transmise par l'expéditeur approvisionnant le site. La compensation stockage sera ainsi facturée à partir du mois suivant le raccordement.
Dans le cas d'un nouveau site raccordé en distribution en option « à souscription », en l'absence d'historique de consommations réelles, la modulation du site sera déterminée par les GRD sur la base de la meilleure estimation de la consommation annuelle de référence (CAR) et du profil de consommation communiqué au GRD dans le cadre du raccordement par le fournisseur du site. Ainsi, la facturation de la compensation stockage débutera dès le premier mois suivant le raccordement du site sur la base de cette estimation.
Dès lors qu'au 1er avril d'une année N une année complète de données de calcul sera disponible (c'est-à-dire que les données de consommation remontant jusqu'au 1er novembre de l'année N - 2 seront disponibles), la facturation s'effectuera sur la base de cette première année de données de consommations réelles. Au 1er avril de l'année suivante la modulation sera calculée comme la moyenne des deux valeurs de modulation disponibles et enfin au 1er avril suivant la modulation retenue correspondra à la moyenne des deux valeurs les plus basses parmi les trois disponibles.
Par ailleurs, dans tous les cas autres que celui d'un nouveau site raccordé en option « à souscription », il incombera aux gestionnaires de réseau d'assurer la continuité de la facturation de la compensation stockage via l'utilisation de l'historique de données de consommation en leur possession.

- Clients « profilés » (raccordés aux réseaux de distribution)

Pour les clients « profilés », la modulation d'une année N est calculée comme suit :

Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible en bas de page

où :

- la Consommation Annuelle de Référence (CAR) est l'estimation de la consommation annuelle d'un Point de Comptage et d'Estimation (PCE) en année climatiquement moyenne ;
- la Capacité Journalière Normalisée (CJN) est telle que :

CJN = A.zi.CAR

où :

- A est un coefficient traduisant le rapport entre les capacités, dites « normalisées », calculées par les GRT pour les PDL « non à souscription », alimentés en aval d'un PITD donné, pour chaque GRD sur chaque zone d'équilibrage et, sur les mêmes périmètres, la consommation journalière de pointe de ces PDL calculée par l'algorithme de profilage des GRD ;
- coefficient Zi : coefficient de conversion prenant en compte la station météo et le profil de consommation du client. La méthode d'attribution des profils est disponible sur le site du GTG (54).

- Int : somme des capacités interruptibles qui seront contractualisées auprès des gestionnaires de réseaux dans le cadre des arrêtés relatifs aux dispositifs d'interruptibilité.

Les gestionnaires de réseaux de distribution publique de gaz transmettent aux GRT les données nécessaires au calcul du niveau de la modulation hivernale, telle que définie ci-dessus.
Dans certains cas, notamment pour certains GRD ne disposant pas d'information sur le profil de consommation de leur clientèle historique, certaines données (CAR, profils) pourraient ne pas être disponibles. Les GRT pourront substituer la CAR par un équivalent fonction de l'estimation de la CAR globale du PITD.
Dans le cas où un GRD ne transmet pas dans les temps les données nécessaires au calcul de l'assiette pour les clients sur son périmètre, le GRT appliquera, pour ces clients en question, une méthode fondée sur la capacité souscrite. Ce calcul sera corrigé a posteriori, une fois que le GRD transmettra les données.

- Autres dispositions

Par exception avec ces formules, la Modulation client est fixée à 0 MWh/j pour les clients contre-modulés, c'est- à-dire les clients ayant un profil P013 (Part Hiver inférieure ou égale à 39 %) ou P014 (Part Hiver comprise entre 39 % et 50 %).
Dans le cas d'un changement en cours d'année de l'option tarifaire profilée T3 vers une option tarifaire à souscription sur le réseau de distribution, la facturation de la compensation stockage s'ajustera dès le mois suivant ce changement et s'effectuera via la formule propre aux clients à souscription. Les valeurs de « consommation hiver » et « consommation annuelle » seront calculées sur la base des relevés mensuels du client T3. De la même manière, un passage d'une option à souscription vers une option profilée entraînera dès le mois suivant un changement dans la méthode de calcul de la modulation.
La valeur prévisionnelle de l'assiette de compensation pour 2024 sera précisée dans une délibération ultérieure de la CRE, prévue début mars 2024.

6.2.3.3. Calcul du terme tarifaire stockage

Le terme tarifaire stockage est calculé comme le rapport entre le montant prévisionnel de la compensation à la maille France et la valeur prévisionnelle de l'assiette de perception de cette compensation. La CRE fixera le niveau du terme stockage applicable au 1er avril 2024 en mars 2024 afin de prendre en compte les recettes de la compagne de commercialisation 2024-2025.

6.2.4. Multiplicateurs tarifaires pour les souscriptions de capacité d'acheminement et de livraison d'une durée inférieure à l'année
6.2.4.1. Aux points d'Interconnexion des Réseaux (PIR)

6.2.4.2. Aux Points d'Interface Transport Terminaux Méthanier (PITTM)

6.2.4.3. Aux Points d'Interface Transport Stockage (PITS)

6.2.4.4. En sortie du réseau principal, sur le réseau régional et en livraison

- Souscription quotidienne à préavis court de capacités journalières de livraison

Pour les clients raccordés au réseau de transport de GRTgaz et de Teréga, des modalités particulières s'appliquent pour les demandes de souscription de capacités journalières de livraison émises avec un préavis court.
Pour GRTgaz, lorsque la demande de souscription parvient à GRTgaz avec un préavis :

- compris entre le préavis standard stipulé dans le contrat d'utilisation du réseau de transport de GRTgaz et 9 heures le deuxième jour ouvré précédant le jour considéré par la demande, le tarif applicable est celui prévu dans le présent tarif ;
- après 9 heures le deuxième jour ouvré précédant le jour considéré par la demande et avant 20 heures le jour précédant le jour considéré par la demande, le tarif applicable est majoré de 20 % ;
- après 20 heures le jour précédant et jusqu'à 14 heures le jour considéré par la demande, le tarif applicable est majoré de 30 %. Une capacité quotidienne souscrite durant le jour de livraison est considérée comme prenant effet à partir de 6 heures ce même jour, quelle que soit l'heure à laquelle elle a été souscrite.

Pour Teréga, les majorations prévues ne s'appliqueront qu'aux souscriptions ayant eu lieu après 5 h 59 la veille du jour de livraison.

- Souscription de capacités horaires de livraison

Les capacités horaires de livraison ne s'appliquent qu'aux consommateurs finals raccordés au réseau de transport.
Toute souscription annuelle, mensuelle ou quotidienne de capacité journalière de livraison donne droit à une capacité horaire de livraison égale à 1/20e de la capacité journalière de livraison souscrite (sauf cas particulier où cette capacité horaire ne serait pas disponible).
Pour bénéficier, dans la mesure des possibilités du réseau, d'une capacité horaire supérieure, au-delà de la capacité horaire réservée à travers la souscription annuelle, mensuelle ou quotidienne de capacité journalière de livraison, l'expéditeur doit acquitter un complément de prix, égal à 10 fois la somme des termes de capacité journalière de livraison et de transport sur le réseau régional.

6.2.5. Tarifs applicables aux souscriptions annuelles de capacité d'injection de gaz sur le réseau de transport à partir d'une installation de production de gaz
6.2.5.1. Pour les points d'interface transport production

Les termes applicables à des souscriptions annuelles de capacité journalière d'entrée sur le réseau de GRTgaz à partir des Points d'Interface Transport Production (PITP) sont les suivants :

- pour les PITP dont la capacité d'entrée sur le réseau est inférieure ou égale à 5 GWh/j, le terme applicable est de 12,25 €/MWh/jour par an ;
- pour les PITP dont la capacité d'entrée sur le réseau est supérieure à 5 GWh/j, la définition du terme applicable fait l'objet d'une étude et d'une décision spécifique.

6.2.5.2. Pour les points d'injection de biométhane (55)

Le tarif d'utilisation est précisé dans la délibération ATRD7 de GRDF.
D'ici à l'entrée en vigueur de l'ATRD7, les modalités du timbre d'injection définies dans l'ATRT7 continueront à s'appliquer.

6.2.6. Tarification des points notionnels d'échange de gaz

Les modalités de fonctionnement du point notionnel d'échange de gaz (PEG) sont définies par les GRT, sur la base de critères objectifs et transparents, et rendues publiques sur leur site internet.
Le tarif d'accès au point d'échange de gaz comprend :

- un terme fixe annuel, égal à 6 000 € ;
- un terme proportionnel aux quantités échangées égal à 0,01 €/MWh.

Les échanges de gaz réalisés sur une plateforme électronique peuvent faire l'objet de livraisons en un point d'échange de gaz par une entité en charge de réaliser la compensation entre les échanges opérés sur ladite
plateforme électronique. Les nominations au PEG d'une telle entité à des fins de compensation, neutres vis-à- vis du marché, ne sont pas soumises au terme proportionnel aux quantités échangées.

6.2.7. Service de flexibilité intrajournalière pour les sites fortement modulés

Le service de flexibilité intrajournalière s'applique aux clients raccordés au réseau de transport qui présentent un volume modulé journalier supérieur à 0,8 GWh. Le service de flexibilité intrajournalière n'est pas facturé.
Pour les sites existants, GRTgaz évalue ce critère sur la base de l'historique des consommations de l'année précédente. Pour les sites nouvellement raccordés, ce critère est évalué à partir du volume modulé journalier sur les jours de fonctionnement déclarés par le site, puis sur la base d'un bilan trimestriel, avec rétroactivité sur la période passée dès lors que le critère est atteint.
L'opérateur du site pour lequel le service de flexibilité intrajournalière est souscrit déclare au GRT un profil horaire de consommation la veille pour le lendemain et le cas échéant, un nouveau profil en cours de journée en respectant les délais de prévenance publiés. Pour toute modification de la consommation horaire du site inférieure de ± 10 % à sa capacité horaire souscrite, le site bénéficie d'une tolérance lui permettant de ne pas notifier au GRT son nouveau profil horaire de consommation.
Le Terme de Capacité de Livraison pour le point de livraison concerné n'est pas facturé (56).

6.2.8. Conversion de qualité du gaz
6.2.8.1. Service de conversion de gaz B en gaz H

Le service de conversion de gaz B en gaz H est accessible aux expéditeurs acheminant leur propre gaz B depuis le PIR Taisnières B et/ou le PITS Nord B, dans la limite des quantités physiques de gaz B concernées.
Le tarif du service de conversion de qualité de gaz B en gaz H est le suivant :

- pour l'offre annuelle interruptible, d'un terme proportionnel à la souscription annuelle de capacité égal à 29,63 €/MWh/jour par an ;
- pour l'offre mensuelle interruptible, d'un terme proportionnel à la souscription mensuelle de capacité égal à 3,70 €/MWh/jour par mois ;
- pour l'offre quotidienne ferme, d'un terme proportionnel à la souscription quotidienne de capacité égal à 0,24 €/MWh/jour par jour.
- pour l'offre quotidienne interruptible, d'un terme proportionnel à la souscription quotidienne de capacité égal à 0,21 €/MWh/jour par jour.

6.2.8.2. Pénalité pour écart de bilan journalier au périmètre B

Le périmètre B est ouvert à l'ensemble des expéditeurs et est composé de Taisnières B, du stockage Nord B, du convertisseur de pointe de gaz H en gaz B, des adaptateurs de gaz B en gaz H et du point de livraison de la prestation d'échange de gaz H en gaz B.
Les expéditeurs qui utilisent les infrastructures en gaz B ont une obligation de bilan au pas de temps journalier sur le périmètre B. Des pénalités s'appliquent en cas de non-respect de leur obligation de bilan, court ou long. Les pénalités qui s'appliquent sont les suivantes :

6.2.8.3. Contrôle des nominations sur les infrastructures physiques du réseau B

GRTgaz peut, dans les circonstances où l'équilibrage physique du réseau B le nécessite, imposer aux expéditeurs qui détiennent des capacités sur les infrastructures physiques du réseau de transport B, de revoir leurs nominations sur ces infrastructures à la hausse ou à la baisse.

6.2.9. Service d'équilibrage basé sur le stock en conduite

GRTgaz et Teréga commercialisent un service d'équilibrage basé sur le stock en conduite, dont le tarif de souscription est égal à 0,12 €/MWh/j/mois (57) pour tout point de livraison de site industriel directement raccordé au réseau de transport ou pour tout point de livraison de site non profilé rattaché à un PITD. Le prix de souscription de ce service fait l'objet d'un rabais tarifaire de 50 % pour tout point de livraison de site profilé raccordé à un réseau de distribution.

6.2.10. Pénalités pour dépassement de capacité
6.2.10.1. Pénalités pour dépassement de capacité journalière

- Dépassement de capacité journalière de sortie du réseau principal

Pour un jour donné, la valeur de dépassement de capacité journalière prise en compte est égale à la différence, si elle est positive, entre les deux valeurs suivantes :

- la différence entre la quantité journalière de gaz livrée et la capacité journalière de sortie du réseau principal correspondante, si cette différence est positive, ou zéro si cette différence est négative ;
- la différence entre la somme des quantités journalières livrées sur la zone de sortie aux PDL « non à souscription » et la somme pour la zone de sortie des capacités normalisées pour les PDL « non à souscription », si cette différence est positive, ou zéro si cette différence est négative.

- Dépassement de capacité journalière de transport régional et de livraison pour les consommateurs finals raccordés au réseau de transport et les PIRR

Pour un jour donné, la valeur de dépassement de capacité journalière prise en compte est égale à la différence, si elle est positive, entre la quantité de gaz livrée et la capacité journalière de livraison souscrite.

- Dépassement de capacité journalière de transport régional et de livraison pour les PITD

Pour un jour donné, la valeur de dépassement de capacité journalière prise en compte est égale à la différence, si elle est positive, entre les deux valeurs suivantes :

- la différence entre la quantité journalière de gaz livrée et la capacité journalière de livraison correspondante, si cette différence est positive, ou zéro si cette différence est négative ;
- la différence entre la somme des quantités journalières livrées aux PDL « non à souscription » et la somme des capacités normalisées pour les PDL « non à souscription », si cette différence est positive, ou zéro si cette différence est négative.

En cas d'exercice de l'interruptibilité par le GRT, les calculs de dépassement ci-dessus sont effectués en réduisant la capacité interruptible de la part interrompue demandée par le GRT.

- Modalités de calcul des pénalités pour dépassement de capacité journalière

Chaque jour, les dépassements de capacité journalière de sortie du réseau principal de transport sur le réseau régional et de livraison constatés font l'objet de pénalités.
Pour la partie du dépassement inférieure ou égale à 3 % de la capacité journalière souscrite, aucune pénalité n'est facturée.
Pour la partie du dépassement supérieure à 3 %, la pénalité est égale à 20 fois le prix de la souscription quotidienne ferme de capacité journalière.
Les GRT donnent la possibilité aux expéditeurs d'ajuster rapidement leurs souscriptions de capacité lorsqu'un dépassement de capacité est constaté, sous réserve des disponibilités du réseau.

6.2.10.2. Pénalités pour dépassement de capacités horaires

- Modalités de calcul des dépassements horaires

Chaque jour, les dépassements de capacité horaire (i) de transport sur le réseau régional et (ii) de livraison, pour l'alimentation de consommateurs finals raccordés au réseau de transport, font l'objet de pénalités. Pour une journée donnée, le dépassement de capacité horaire est calculé en considérant la valeur maximale de la moyenne horaire des quantités livrées au point de livraison concerné sur quatre heures consécutives.

- Modalités de calcul des pénalités pour dépassement de capacités horaires

Pour la partie du dépassement inférieure ou égale à 10 % de la capacité horaire souscrite, aucune pénalité n'est facturée.
Pour la partie du dépassement supérieure à 10 %, la pénalité est égale à 45 fois le prix de la souscription quotidienne de capacité horaire.
Les pénalités pour dépassement de capacité horaire ne sont pas appliquées par GRTgaz si l'expéditeur corrige sa souscription annuelle de capacité horaire jusqu'au niveau du dépassement constaté.

6.2.11. Redevance versée à GRTgaz par Fluxys au titre de l'acheminement depuis le terminal méthanier de Dunkerque jusqu'à la frontière belge

L'open season menée par GRTgaz entre 2010 et 2011 en coordination avec Fluxys a permis le lancement des investissements nécessaires pour créer le point d'interconnexion d'Alveringem. Les capacités d'entrée en Belgique depuis le terminal méthanier de Dunkerque sont commercialisées par Fluxys, le transport sur le réseau de GRTgaz faisant l'objet d'une prestation de service de GRTgaz à Fluxys.
Dans sa délibération du 12 juillet 2011 (58), la CRE a indiqué qu'au regard des coûts prévisionnels de développement de ces capacités, le tarif facturé par GRTgaz à Fluxys pour le transport du terminal vers la Belgique serait de 45 €/MWh/j/an. La CRE a prévu que ce montant serait réévalué en fonction du niveau réel des investissements.
Conformément à la délibération susmentionnée, la CRE a calculé le prix de la prestation en tenant compte des coûts à terminaison du projet. Le prix de la prestation s'élève à 51,48 €/MWh/j/an au 1er avril 2024.

Décision de la CRE

La Commission de régulation de l'énergie (CRE) fixe le tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga à compter du 1er avril 2024, selon la méthodologie et les paramètres exposés dans la présente délibération.
La CRE fixe, notamment :

- le cadre de régulation tarifaire et les paramètres de la régulation incitative applicables à GRTgaz et Teréga pour une durée d'environ 4 ans (partie 2) ;
- la trajectoire de charges d'exploitation, le CMPC et l'évolution prévisionnelle du tarif (partie 3) ;
- la structure du tarif (partie 4) ;
- les termes tarifaires applicables à partir du 1er avril 2024 (partie 6).

Le Conseil supérieur de l'énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision, a rendu son avis le 25 janvier 2024.
La délibération sera publiée au Journal officiel de la République française et sur le site internet de la CRE. Elle sera transmise au ministre de l'économie, des finances et de la souveraineté industrielle et numérique.