4.3. Evolution de la classification des dépenses d'inspection et de réhabilitation de Teréga

Teréga a souhaité modifier la classification comptable de ses dépenses d'inspection et de réhabilitation. En effet, ces dernières sont à ce stade classifiées comme des dépenses d'exploitation, mais sont de nature à être intégrées dans les dépenses d'investissements de l'opérateur, conformément aux règles comptables en vigueur. Il s'agit de dépenses de mesures électroniques de surface, de pistonnage, de fouilles et excavations, de changement de composants et de réparation de défauts sur les canalisations à la suite des inspections. La CRE note que les postes équivalents chez GRTgaz sont également comptabilisés dans les investissements de l'opérateur.
Les dépenses concernées ont été intégrées dans les charges d'exploitation de Teréga dans le cadre de la fixation de l'ATRT7, et font à ce titre l'objet d'une incitation à 100% (tout dépassement (ou toute réduction) des dépenses par rapport à la trajectoire fixée est pris en charge (respectivement conservée) par l'opérateur). Leur intégration dans les dépenses d'investissements entraîne un risque de double compte de ces dépenses pour le reste de la période tarifaire : en effet, les charges de capital « réseau » de l'opérateur ne font pas l'objet d'une incitation similaire, et sont prises en compte à 100% dans le CRCP.
La trajectoire de charges d'exploitation de Teréga sera ainsi retraitée à partir de 2022 afin d'en extraire les dépenses qui seront désormais intégrées dans les charges de capital du GRT. Ces charges représentent un montant d'environ 5,9 M€ en 2022 et 7,3 M€ en 2023. Elles seront incluses dans la demande d'approbation du programme d'investissement de Teréga pour 2022.

5. Tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTGAZ et TERÉGA applicable au 1er avril 2021
   5.1. Règles tarifaires
   5.1.1. 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.

5.1.2. Souscriptions de capacités
5.1.2.1. 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) n° 984/2013 relatif à l'établissement d'un code de réseau sur les mécanismes d'attribution des capacités dans les réseaux 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.

5.1.2.2. Souscriptions 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 définies par la CRE et rendues publiques sur le site internet de GRTgaz.

5.1.2.3. 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.

5.1.2.4. 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 et de Fos, 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.

5.1.2.5. 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 normalisée 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.

5.1.2.6. 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.

5.1.3. 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.

5.2. Grille tarifaire d'utilisation des réseaux de GRTgaz et de Teréga au 1er avril 2022
5.2.1. Tarifs applicables aux souscriptions annuelles de capacité journalières d'acheminement et de livraison
5.2.1.1. Tarification des Points d'Interconnexion des Réseaux (PIR) avant le 1er octobre 2022

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)

| Entrée à |Zone d'équilibrage|TCE (€/MWh/jour par an)
Annuel ferme|TCE (coefficient sur terme ferme)
Annuel interruptible| |------------------------|------------------|------------------------------------------|------------------------------------------------------------| | Taisnières B | GRTgaz - Nord B | 80,59 | 50 % | |Virtualys (Taisnières H)| GRTgaz | 103,88 | 50 % | | Dunkerque (PIR) | GRTgaz | 103,88 | 50 % | | Obergailbach | GRTgaz | 103,88 | 50 % | | Oltingue | GRTgaz | 103,88 | 50 % | | Pirineos | Teréga | 103,88 | 75 % |

- Termes de capacité de sortie aux PIR (TCST)

| Sortie à |Zone d'équilibrage|TCST (€/MWh/jour par an)
Annuel ferme|TCST (coefficient sur terme ferme)
Annuel interruptible| |----------------------|------------------|-------------------------------------------|-------------------------------------------------------------| |Virtualys (Alveringem)| GRTgaz | 41,33 | Sans objet | | Oltingue | GRTgaz | 380,21 | 85 % | | Pirineos | Teréga | 577,12 | 85 % |

- Termes de capacité à rebours aux PIR

| Sortie à |Zone d'équilibrage|Coefficient sur terme ferme d'entrée
Annuel à rebours| |------------------------|------------------|-----------------------------------------------------------| | Taisnières B | GRTgaz | 20 % | |Virtualys (Taisnières H)| GRTgaz | 20 % | | Obergailbach | GRTgaz | 20 % |

| Entrée à |Zone d'équilibrage|Coefficient sur terme ferme de sortie
Annuel à rebours| |----------------------|------------------|------------------------------------------------------------| |Virtualys (Alveringem)| GRTgaz | 125 % |

- Capacités restituables

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

5.2.1.2. Tarification des Points d'Interconnexion des Réseaux (PIR) à partir du 1er octobre 2022

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)

| Entrée à |Zone d'équilibrage|TCE (€/MWh/jour par an)
Annuel ferme|TCE (coefficient sur terme ferme)
Annuel interruptible| |------------------------|------------------|------------------------------------------|------------------------------------------------------------| | Taisnières B | GRTgaz - Nord B | 80,32 | 50 % | |Virtualys (Taisnières H)| GRTgaz | 103,54 | 50 % | | Dunkerque (PIR) | GRTgaz | 103,54 | 50 % | | Obergailbach | GRTgaz | 103,54 | 50 % | | Oltingue | GRTgaz | 103,54 | 50 % | | Pirineos | Teréga | 103,54 | 50 % |

- Termes de capacité de sortie aux PIR (TCST)

| Sortie à |Zone d'équilibrage|TCST (€/MWh/jour par an)
Annuel ferme|TCST (coefficient sur terme ferme)
Annuel interruptible| |----------------------|------------------|-------------------------------------------|-------------------------------------------------------------| |Virtualys (Alveringem)| GRTgaz | 41,20 | Sans objet | | Oltingue | GRTgaz | 378,96 | 85 % | | Pirineos | Teréga | 575,22 | 85 % |

- Termes de capacité à rebours aux PIR

| Sortie à |Zone d'équilibrage|Coefficient sur terme ferme d'entrée
Annuel à rebours| |------------------------|------------------|-----------------------------------------------------------| | Taisnières B | GRTgaz | 20 % | |Virtualys (Taisnières H)| GRTgaz | 20 % | | Obergailbach | GRTgaz | 20 % |

| Entrée à |Zone d'équilibrage|Coefficient sur terme ferme de sortie
Annuel à rebours| |----------------------|------------------|------------------------------------------------------------| |Virtualys (Alveringem)| GRTgaz | 125 % |

- Capacités restituables

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

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

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

| Entrée à |Zone d'équilibrage|TCE (€/MWh/jour par an)
Souscriptions fermes| |-------------|------------------|--------------------------------------------------| |Dunkerque GNL| GRTgaz | 93,18 | | Montoir | GRTgaz | 93,18 | | Fos | GRTgaz | 93,18 |

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

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

| PITS |Zone d'équilibrage|Type de capacité|Entrée - TCES (€/MWh/jour par an)
Annuel|Sortie - TCSS (€/MWh/jour par an)
Annuel|Sortie - TCSS (coefficient sur terme ferme)
Annuel interruptible| |----------|------------------|----------------|----------------------------------------------|----------------------------------------------|----------------------------------------------------------------------| |Nord-Ouest| GRTgaz |Ferme climatique| 9,03 | 21,09 | 50 % | | Nord-Est | GRTgaz |Ferme climatique| 9,03 | 21,09 | 50 % | | Nord B | GRTgaz - Nord B |Ferme climatique| 9,03 | 21,09 | 50 % | |Atlantique| GRTgaz |Ferme climatique| 9,03 | 21,09 | 50 % | | Sud-Est | GRTgaz |Ferme climatique| 9,03 | 21,09 | 50 % | |Sud-Ouest | Teréga |Ferme climatique| 9,03 | 21,09 | 50 % |

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

- Termes de capacité de sortie du réseau principal

|Sortie depuis|TCS (€/MWh/jour par an)
Annuel ferme|TCS (coefficient sur terme ferme)
Annuel interruptible| |-------------|------------------------------------------|------------------------------------------------------------| | GRTgaz | 93,25 | 50 % | | Teréga | 93,25 | 50 % |

5.2.1.6.Tarification de l'acheminement sur le réseau régional

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

|Réseau régional|TCR (€/MWh/jour par an)
Annuel ferme|TCR (coefficient sur terme ferme)
Annuel interruptible| |---------------|------------------------------------------|------------------------------------------------------------| | GRTgaz | 82,62 x NTR | 50 % | | Teréga | 82,52 x NTR | 50 % |

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 4 du présent document.
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)

|Réseau de transport| Type de point de livraison |TCL (€/MWh/jour par an)
Annuel ferme|TCL (coefficient sur terme ferme)
Annuel interruptible| |-------------------|--------------------------------------------------|------------------------------------------|------------------------------------------------------------| | GRTgaz |Consommateur final raccordé au réseau de transport| 32,88 | 50 % | | PIRR | 42,21 | Sans objet | | | PITD | 48,54 | Sans objet | | | Teréga |Consommateur final raccordé au réseau de transport| 29,90 | 50 % | | PITD | 54,04 | Sans objet | |

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 :

|Terme fixe par poste|€/poste par an| |--------------------|--------------| | GRTgaz | 6 344,53 | | Teréga | 3 307,60 |

5.2.2. Terme tarifaire stockage fonction de la modulation hivernale (TS)
5.2.2.1. 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 2022, fixé par la CRE dans sa délibération du 16 décembre 2021, et (ii) les prévisions de recettes perçues directement par l'opérateur au titre de l'année 2022. 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 2022 sont les suivants :

i. pour le revenu autorisé, la CRE retient le montant fixé dans sa délibération du 16 décembre 2021 ;
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 2021-2022, au titre des 3 premiers mois de 2022 ;
b) les recettes perçues par les opérateurs au titre des capacités de stockage et des services additionnels pour 2022-2023, au titre des 9 derniers mois de 2022.

Le montant de la compensation est calculé annuellement. Il sera fixé par la CRE au terme de la campagne d'enchères, début mars 2022.

5.2.2.2. 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 :

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 :
•

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

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 :

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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 :

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 :

- 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 (10).
- 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 2022 sera précisée dans une délibération ultérieure de la CRE, prévue début mars 2022.

(10) Calcul des coefficients Zi.