La CRE retient plusieurs ajustements par rapport à cette demande pour 2023 :

- la CRE retient un volume d'énergie prévu pour les compresseurs gaz inférieur à celui proposé par GRTgaz. En 2022, l'évolution des flux au cours de l'année a permis, dans une certaine mesure, d'observer les impacts sur la consommation des stations de compression. Cet ajustement se fonde en particulier sur les volumes de gaz consommés en 2022 par les stations de Morelmaison, Pitgam, Taisnières H et Taisnières B. Au vu des flux dépendants de ces stations, la CRE n'anticipe pas de besoin significativement supérieur en 2023 par rapport à 2022. La CRE considère ainsi que la consommation de 2022 est le seul élément tangible sur lequel s'appuyer pour estimer la consommation sur ces stations en 2023. Concernant la compression à partir d'électricité, la CRE retient la demande de GRTgaz, cohérente avec la configuration de flux Sud-Nord attendue et ce qui a été observé en 2022 ;
- la CRE retient également un volume d'EBT (Ecart Bilan Technique) équivalent à la moyenne des quatre dernières années, soit 667 GWh (- 183 GWh par rapport à la demande de GRTgaz). Ce poste, particulièrement difficile à estimer, a été significativement inférieur aux prévisions réalisées les années précédentes. A défaut de pouvoir prévoir les consommations avec fiabilité, la CRE considère qu'il est plus pertinent de se fonder sur le niveau des quatre dernières années ;
- la CRE retient un niveau de prix pour l'électricité inférieur à la demande de GRTgaz à 142,9 €/MWh (- 5,6 M€ par rapport à la demande de GRTgaz). Ce prix a été calculé par la CRE sur la base des droits ARENH et des prises de position de GRTgaz. A travers ses prises de position et sur la base du volume contracté, le prix obtenu par GRTgaz dans le cadre de son contrat de fourniture apparaît inefficace au vu de ses droits ARENH ;
- l'ajustement des volumes de gaz conduit à corriger la trajectoire de la TIC et des volumes de quotas de CO2 en cohérence avec la baisse de la consommation par rapport à la demande de GRTgaz.

En conséquence, le niveau retenu par la CRE concernant les charges d'énergie de GRTgaz est le suivant :

|Poste « Energie et quotas de CO2 » (retenu par la CRE) | 2022 | 2023 | | | | | |-------------------------------------------------------|--------------------------|--------------------------|--------------------------------|--------------------------|---------------------------|-----------------------------------| | Prév. | Est. | Var. | Tarif | Prév. | Var. | | | Gaz (M€)
Volumes (GWh)
Prix (€/MWh) |45,6
1849
24,7|54,8
2210
24,8|+ 9,2
+ 361
+ 0,1|45,4
2507
18,1|163,8
2363
69,3|+ 118,4
- 144
+ 51,2| |Electricité (M€)
Volumes (GWh)
Prix (€/MWh)|33,4
315
106,1|27,0
252
107,1|- 6,4
- 63
+ 1,0 |33,6
404
83,1 |42,5
297
142,9 | + 8,9
- 107
+ 59,8 | | CO2 (M€)
Volumes (kt)
Prix (€/t) | 5,6
190
29,7 | 5,6
257
21,7 | -
+ 67
- 8,0 | 4,9
182
27,1 | 23,0
297
77,2 |+ 18,1
+ 116
+ 50,2 | | TIC | 6,0 | 7,3 | + 1,3 | 7,0 | 8,4 | + 1,4 | | Total charges d'énergie | 90,7 | 94,7 | + 4,0 | 91,0 | 237,7 | + 146,7 |

4.4.1.2. Teréga

Pour l'année 2022, Teréga estime dans son dossier tarifaire que le poste « énergie et quotas de CO2 » s'établira à 7,1 M€, à un niveau légèrement inférieur à celui fixé dans le cadre de la mise à jour du tarif ATRT7 pour l'année 2022 (7,4 M€). La baisse des charges de gaz a été en partie compensée par une hausse des besoins en électricité.
Pour l'année 2023, Teréga anticipe un niveau de charges liées aux dépenses d'énergie et de quotas de CO2 de 9,9 M€ (à comparer au niveau de 8,1 M€ retenu dans la trajectoire tarifaire ATRT7). Cela représente une hausse d'environ 39 % par rapport à l'estimé 2022. Cette augmentation s'explique principalement par un niveau d'EBT particulièrement bas en 2022, et une hausse des charges d'électricité (effet volume et prix).

Teréga - Charges d'énergie et de CO2 demandées

| Poste « Energie et quotas de CO2 » (demande) | 2021 | 2022 | 2023 | | | | | | | |-------------------------------------------------------|------------------------|------------------------|--------------------------------|------------------------|------------------------|-------------------------------|------------------------|------------------------|-------------------------------| | Prév. | Réal. | Var. | Prév. | Est. | Var. | Tarif | Prév. | Var. | | | Gaz (M€)
Volumes (GWh)
Prix (€/MWh) |2,7
202
13,3|3,1
234
13,4|+ 0,5
+ 32
+ 0,1 |2,9
201
14,2|1,5
110
13,7|- 1,3
- 91
- 0,5|4,5
253
17,8|3,0
167
18,2|- 1,5
- 86
+ 0,4| |Electricité (M€)
Volumes (GWh)
Prix (€/MWh)|2,4
26
95,3 |2,1
24
90,0 | - 0,3
- 2
- 5,2 |3,7
22
171,3|4,9
29
171,7|+ 1,2
+ 7
+ 0,4 |2,0
24
83,7 |5,8
31
189,2|+ 3,7
+ 7
+ 99,1| | CO2 (M€)
Volumes (kt)
Prix (€/t) |0,04
2
24,3 |0,2
16
12,4 |+ 0,2
+ 14
- 11,9| 0,2
21
8,6 |0,2
18
12,4 | -
- 4
+ 3,8 |0,7
25
27,1 |0,7
16
44,3 | -
-- 9
+ 17,2 | | TIC | 0,7 | 0,6 | -0,1 | 0,6 | 0,5 | - 0,1 | 0,9 | 0,4 | - 0,4 | | Total charges d'énergie | 5,9 | 6,1 | + 0,2 | 7,4 | 7,1 | - 0,2 | 8,1 | 9,9 | + 1,9 |

La CRE retient plusieurs ajustements par rapport à cette demande pour 2023 :

- le besoin de compression pour la station de Mont est ajusté au niveau de 2022, en cohérence avec les hypothèses de schémas de flux retenus pour 2023 ;
- le besoin de compression pour les postes de livraisons est ramené au niveau observé sur la période 2018-2022 ;
- le volume d'EBT est également ramené au niveau observé sur la période 2018-2022 ;
- en ce qui concerne le gaz mis à l'évent et le gaz torché, la CRE retient des volumes cohérents avec ce qui a été observé en 2022 ;
- ces ajustements entraînent une évolution mécanique du prix du gaz pour 2023 par rapport à la demande de Teréga (effet de stock) ;
- l'ajustement des volumes de gaz conduit à corriger la trajectoire de la TIC et celle des volumes de quotas de CO2 en cohérence avec la baisse de la consommation par rapport à la demande de Teréga ;
- la CRE corrige une erreur dans le calcul du prix de la tonne de CO2 dans la demande de Teréga.

En conséquence, le niveau retenu par la CRE concernant les charges d'énergie de Teréga est le suivant :

|Poste « Energie et quotas de CO2 » (retenu par la CRE) | 2022 | 2023 | | | | | |-------------------------------------------------------|------------------------|------------------------|----------------------------|------------------------|------------------------|-----------------------------| | Prév. | Est. | Var. | Tarif | Prév. | Var. | | | Gaz (M€)
Volumes (GWh)
Prix (€/MWh) |2,9
201
14,2|1,5
110
13,7|-1,3
-91
-0,5|4,5
253
17,8|2,6
147
17,9|-1,9
-106
+0,1| |Electricité (M€)
Volumes (GWh)
Prix (€/MWh)|3,7
22
171,3|4,9
29
171,7|+1,2
+7
+0,4 |2,0
24
83,7 |5,7
31
182,9|+3,7
+7
+99,1 | | CO2 (M€)
Volumes (kt)
Prix (€/t) | 0,2
21
8,6 |0,2
18
12,4 | -
-4
+3,8 |0,7
25
27,1 |0,7
14
49,9 | -
-10
+22,8 | | TIC | 0,6 | 0,5 | -0,1 | 0,9 | 0,4 | -0,5 | | Total charges d'énergie | 7,4 | 7,1 | -0,2 | 8,1 | 9,5 | +1,4 |

4.4.2. Poste « charges de consommables »
4.4.2.2. GRTgaz

Pour 2023, GRTgaz prévoit des charges de consommables supérieures à celles prévues par la trajectoire tarifaire (7,6 M€ contre 4,8 M€ prévus dans le tarif ATRT7). Ce niveau est comparable aux dépenses estimées pour 2022 (7,8 M€). GRTgaz justifie cette demande par une hausse des volumes de THT consommés, une baisse estimée du prix moyen de la molécule et une correction exceptionnelle des stocks comptables en 2022 La CRE retient la proposition de GRTgaz.

4.4.2.2. Teréga

Pour 2023, Teréga prévoit des charges de consommables équivalentes à celles prévues dans la trajectoire tarifaire (soit 196 k€). Ce niveau est légèrement supérieur aux dépenses estimées pour 2022 (150 k€). La CRE retient la proposition de Teréga.

4.4.3. Hypothèses de souscriptions de capacités pour l'année 2023

La délibération ATRT7 prévoit que les trajectoires de référence des postes de recettes d'acheminement couverts à 80 % au CRCP sont mises à jour annuellement. Cela inclut :

- les recettes d'acheminement perçues sur le réseau principal amont en entrée aux interconnexions (PIR) et depuis les terminaux méthaniers (PITTM) ;
- les recettes tirées de l'accès et des transactions au PEG (point d'échange de gaz) ;
- les recettes des services d'équilibrage Alizés pour GRTgaz et SET pour Teréga ;
- les recettes perçues en application des mécanismes UIOLI (Use it or lose it) et UBI (Use it and buy it).

4.4.3.1. GRTgaz

GRTgaz a transmis dans son dossier de demande tarifaire de nouvelles hypothèses pour les recettes d'acheminement mentionnées ci-dessus. Par rapport à l'estimé 2022, GRTgaz prévoit hausse de 15 % des recettes de souscriptions aux PITTM, une baisse de 2 % aux PIR, et des recettes tirées de l'accès et des transactions au PEG équivalentes à celles de 2022.
La CRE a procédé à un certain nombre d'ajustements par rapport à la demande de GRTgaz :

- révision à la hausse des hypothèses de souscriptions au PITTM du Havre, en cohérence avec sa date prévisionnelle de mise en service et une hypothèse d'utilisation plus élevée que celle de GRTgaz ;
- utilisation de trajectoires de souscriptions de court terme au PIR Virtualys plus élevées que celles demandées par GRTgaz, en cohérence avec les souscriptions observées sur 2022 y compris durant les mois en fin d'année où les flux étaient orientés dans le sens Sud-Nord ;
- prise en compte de la révision à la baisse des souscriptions aux PIR Dunkerque et Obergailbach demandée par GRTgaz après la remise de son dossier tarifaire en raison des taux de souscriptions observés au mois de décembre 2022 : la CRE ne modifie cependant que les souscriptions des mois de janvier et février 2023 pour lesquels la prolongation de cette situation pourrait être observée.

GRTgaz - Recettes de souscriptions de capacités

|Recettes de souscriptions de capacités, en M€courants|Souscriptions 2022
(valorisées au tarif 2022)|Souscriptions 2023
(valorisées au tarif 2022)| | | | | |-----------------------------------------------------|---------------------------------------------------|---------------------------------------------------|-------|---------|-----|-------| | Prév. | Estimé | Var. | Tarif |Prév. CRE|Var. | | | Recettes PIR | 245,5 | 291,2 |+ 45,7| 231,2 |294,3|+ 63,1| | Recettes PITTM | 87,9 | 94,5 |+ 6,6 | 91,4 |111,1|+ 19,7| | Revenus au PEG | 16,0 | 16,6 |+ 0,6 | 18,2 |16,6 |- 1,6 | | Autres | 0,7 | 1,2 |+ 0,5 | 0,9 | 2,4 |+ 1,5 | | TOTAL Recettes couvertes à 80% au CRCP | 350,2 | 403,6 |+ 53,4| 341,7 |424,5|+ 82,7|

4.4.3.2. Teréga

Teréga a transmis dans son dossier de demande tarifaire de nouvelles hypothèses pour les recettes d'acheminement couvertes à 80 % au CRCP. En cohérence avec les schémas de flux observés depuis la diminution des approvisionnements en gaz russe, le GRT prévoit que les capacités fermes en entrée au PIR Pirineos seront souscrites en totalité en 2023. Teréga utilise par ailleurs une hypothèse de souscriptions de 40 % des capacités interruptibles en entrée. Par ailleurs, Teréga fait l'hypothèse d'une absence de souscriptions de court terme en sortie au PIR Pirineos sur la totalité de l'année 2023. Enfin, le GRT prévoit une forte diminution des revenus d'UBI par rapport à ceux observés en 2021 et en 2022.
La CRE conserve l'hypothèse proposée par Teréga concernant les souscriptions en entrée à Pirineos. En ce qui concerne la sortie à Pirineos, des souscriptions de court terme ayant été observées en 2022 même après la diminution des livraisons de gaz russe, la CRE retient comme hypothèse un niveau de souscriptions de court terme équivalent en 2023. La CRE aligne les hypothèses de revenus au PEG sur celles de GRTgaz pour 2023. Enfin, elle retient une hypothèse de revenus liés à l'UBI supérieure à celle de Teréga (1,8 M€ au lieu de 1,4 M€) : ce niveau, inférieur à celui observé les deux années précédentes, prend en compte le retournement du schéma de flux et le risque de sous-utilisation de ce service en cas de congestions comme cela a été le cas à la fin de l'année 2022.

Teréga - Recettes de souscriptions de capacités - hors reversement interopérateurs à GRTgaz

|Recettes de souscriptions de capacités, en M€courants|Souscriptions 2022
(valorisées au tarif 2022)|Souscriptions 2023
(valorisées au tarif 2022)| | | | | |-----------------------------------------------------|---------------------------------------------------|---------------------------------------------------|-------|---------|----|-------| | Prév. | Estimé | Var. | Tarif |Prév. CRE|Var.| | | Entrées PIR | 18,4 | 22,3 |+ 3,9 | 8,3 |23,9|+ 15,7| | Sorties PIR | 69,7 | 70,3 |+ 0,5 | 79,3 |50,2|- 29,1| | Revenus au PEG | 2,2 | 2,1 |- 0,1 | 2,5 |2,3 |- 0,2 | | SET et UBI | 1,1 | 6,9 |+ 5,8 | 0,8 |1,9 |+ 1,1 | | TOTAL Recettes couvertes à 80% au CRCP | 91,4 | 101,6 |+ 10,2| 90,8 |78,2|- 12,6|

5. Tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga applicable au 1er avril 2023
   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, 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.

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 2023
5.1.1. 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 2023

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 % | | Obergailbach | GRTgaz | 367,94 | Sans objet | | 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.

5.2.1.2. Tarification des points d'interconnexion des réseaux (PIR) à partir du 1er octobre 2023

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 | 81,99 | 50 % | |Virtualys (Taisnières H)| GRTgaz | 105,70 | 50 % | | Dunkerque (PIR) | GRTgaz | 105,70 | 50 % | | Obergailbach | GRTgaz | 105,70 | 50 % | | Oltingue | GRTgaz | 105,70 | 50 % | | Pirineos | Teréga | 105,70 | 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 | 42,05 | Sans objet | | Oltingue | GRTgaz | 386,85 | 85 % | | Obergailbach | GRTgaz | 375,60 | Sans objet | | Pirineos | Teréga | 587,20 | 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 | 95,13 | | Montoir | GRTgaz | 95,13 | | Fos | GRTgaz | 95,13 | | Le Havre | GRTgaz | 95,13 |

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| 9,22 | 21,53 | 50 % | | Nord-Est | GRTgaz |Ferme climatique| 0 | 0 | | | Nord B | GRTgaz - Nord B |Ferme climatique| 9,22 | 21,53 | 50 % | |Atlantique| GRTgaz |Ferme climatique| 0 | 0 | | | Sud-Est | GRTgaz |Ferme climatique| 9,22 | 21,53 | 50 % | |Sud-Ouest | Teréga |Ferme climatique| 9,22 | 21,53 | 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 | 95,20 | 50 % | | Teréga | 95,20 | 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 | 84,29 x NTR | 50 % | | Teréga | 84,79 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| 33,54 | 50 % | | PIRR | 43,06 | Sans objet | | | PITD | 49,52 | Sans objet | | | Teréga |Consommateur final raccordé au réseau de transport| 30,73 | 50 % | | PITD | 55,52 | 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 | 6 472,55 | | Teréga | 3 398,63 |

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 2023, fixé par la CRE dans sa délibération du 5 janvier 2023, et (ii) les prévisions de recettes perçues directement par l'opérateur au titre de l'année 2023. 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 2023 sont les suivants :

i. pour le revenu autorisé, la CRE retient le montant fixé dans sa délibération du 5 janvier 2023 ;
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 2022-2023, au titre des 3 premiers mois de 2023 ;
b) les recettes perçues par les opérateurs au titre des capacités de stockage et des services additionnels pour 2023-2024, au titre des 9 derniers mois de 2023.

Le montant de la compensation est calculé annuellement. Il sera fixé par la CRE au terme de la campagne d'enchères, début mars 2023.

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 :
•

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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 :

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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 :

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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 (11) ;

- 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 2023 sera précisée dans une délibération ultérieure de la CRE, prévue début mars 2023.

5.2.2.3. 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 2023 en mars 2023 afin de prendre en compte les recettes de la compagne de commercialisation 2023-2024.

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

| Capacité |Coefficient
Sans congestion
(entre parenthèses : multiplicateur)| Coefficient
Avec congestion
(entre parenthèses : multiplicateur) | |-----------------|----------------------------------------------------------------------------|-------------------------------------------------------------------------------| | Trimestrielle | 1/3 du terme annuel (x 1,33) | 1/4 du terme annuel (x 1) | | Mensuelle | 1/8 du terme annuel (x 1,5) | 1/12 du terme annuel (x 1) | | Quotidienne | 1/30 du terme mensuel « sans congestion » = 1/240 du terme annuel (x 1,52) |1/30 du terme mensuel « en cas de congestion » = 1/360 du terme annuel (x 1,01)| |Infra-journalière| Prorata du terme quotidien au nombre d'heures restantes | |

Un point est considéré comme congestionné pour la période d'octobre N à septembre N+1 si, lors de la commercialisation à l'enchère de juillet N du produit ferme annuel couvrant la période allant d'octobre N à septembre N+1, le prix de vente des capacités est strictement supérieur au prix de réserve et au moins 98 % de la capacité commercialisée a été vendue.

5.2.3.2. Aux points d'interface transport terminaux méthanier (PITTM)

| Capacité | Coefficient | |-----------|---------------------| |Quotidienne|1/365 du terme annuel|

5.2.3.3. Aux points d'interface transport stockage (PITS)

| Capacité | Coefficient | |-------------|---------------------| |Trimestrielle| 1/3 du terme annuel | | Mensuelle | 1/8 du terme annuel | | Quotidienne |1/240 du terme annuel|

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

| Capacité | Conditions particulières | Coefficient | |----------------------------------------|----------------------------|---------------------| | Mensuelle |Décembre - Janvier - Février|4/12 du terme annuel | | Mars - Novembre | 2/12 du terme annuel | | |Avril - Mai - Juin - Septembre - Octobre| 1/12 du terme annuel | | | Juillet - Août | 0,5/12 du terme annuel | | | Quotidienne | Sans objet |1/30 du terme mensuel|

Souscription quotidienne à préavis court de capacités journalières de livraison
Pour les clients raccordés au réseau de transport de GRTgaz, des modalités particulières s'appliquent pour les demandes de souscription de capacités journalières de livraison émises avec un préavis court.
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.

Les clients raccordés au réseau de transport de Teréga bénéficieront de ces modalités de souscription de capacités journalières de livraison émises avec un préavis court à compter du 1er septembre 2023. En revanche, 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.

5.2.4. 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
5.2.4.1. 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 9,80 €/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.

5.2.4.2. Pour les points d'injection de biométhane

Le terme tarifaire d'injection de biométhane introduit dans le tarif ATRT7 est fondé sur la définition de trois niveaux de terme d'injection, afin de différencier le montant payé par les producteurs en fonction des coûts engendrés par leur choix de localisation, dont les niveaux sont les suivants :

| |(€/MWh injectés)| |--------|----------------| |Niveau 3| 0,7 | |Niveau 2| 0,4 | |Niveau 1| 0 |

Le classement des zones par type de 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 (12) et/ou une extension mutualisée (13), 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.

Le niveau du timbre est attribué à chaque site de production lors de l'étude de raccordement du jalon D2 (14), en fonction du zonage de raccordement (15) en vigueur sur la zone.

5.2.5. 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.

5.2.6. 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. (16)

5.2.7. Conversion de qualité du gaz
5.2.7.1. 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 23,70 €/MWh/jour par an ;
- pour l'offre mensuelle interruptible, d'un terme proportionnel à la souscription mensuelle de capacité égal à 2,96 €/MWh/jour par mois ;
- pour l'offre quotidienne ferme, d'un terme proportionnel à la souscription quotidienne de capacité égal à 0,19 €/MWh/jour par jour ;
- pour l'offre quotidienne interruptible, d'un terme proportionnel à la souscription quotidienne de capacité égal à 0,17 €/MWh/jour par jour.

5.2.7.2. 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 :

| Ecart de bilan au périmètre B | Seuil |Prix au Périmètre B| |-------------------------------------------------|--------|-------------------| |Ecart de bilan positif (long) inférieur au seuil | 5 GWh | 1 €/MWh | |Ecart de bilan positif (long) supérieur au seuil |30 €/MWh| | |Ecart de bilan négatif (court) inférieur au seuil| 1 GWh | 3,35 €/MWh | |Ecart de bilan négatif (court) supérieur au seuil|30 €/MWh| |

5.2.7.3. 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.

5.2.8. 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 (17) 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.

5.2.9. Pénalités pour dépassement de capacité
5.2.9.1. 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.

5.2.9.2. Pénalités pour dépassement de capacité journalière

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.

5.2.10. 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 (18), 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 dans le cadre de la délibération ATRT7. Le prix de la prestation s'élevait au 1er avril 2020 à 46,18 €/MWh/j/an, à 46,62 €/MWh au 1er avril 2021 et à 47,18 €/MWh/j/an au 1er avril 2022. Il s'élève à 49,61 €/MWh/j/an au 1er avril 2023.

Décision de la CRE

En application des dispositions de la délibération n° 2020-012 de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) du 23 janvier 2020 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et de Teréga, le tarif ATRT7 évolue au 1er avril 2023.
La présente délibération fixe les évolutions à compter du 1er avril 2023 des grilles tarifaires s'appliquant aux réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga en partie 4.3.
En application des modalités définies dans le paragraphe 2.2.3 de la délibération de la CRE du 23 janvier 2020 susvisée, les évolutions tarifaires moyennes au 1er avril 2023 sont les suivantes :

- une hausse du tarif de 2,08 % sur les termes tarifaires du réseau principal ;
- une hausse du tarif de 2,02 % sur les termes tarifaires du réseau régional de GRTgaz ;
- une hausse du tarif de 2,75 % sur les termes tarifaires du réseau régional de Teréga.

Les trajectoires mises à jour à retenir pour 2023 concernant certains postes partiellement au CRCP sont présentées en annexe 5.
Par ailleurs, la CRE :

- fixe le terme tarifaire et les règles de souscriptions applicables au PITTM du Havre sur le réseau de GRTgaz ;
- met en place un rabais de 100 % aux PITS Nord Est et Atlantique ;
- modifie la régulation incitative applicable aux charges d'énergie de GRTgaz et de Teréga ;
- modifie les modalités de commercialisation de l'offre de capacité de conversion de gaz B en gaz H ;
- étend aux clients raccordés au réseau de transport de Teréga la souscription quotidienne à préavis court de capacités journalières de livraison.

Les modifications de la structure et du cadre tarifaires présentées dans la partie 3 de la présente délibération entrent en vigueur à compter du 1er avril 2023, à l'exception de l'extension aux clients raccordés au réseau de transport de Teréga de la souscription quotidienne à préavis court de capacités journalières de livraison, qui entre en vigueur le 1er septembre 2023.
Le Conseil supérieur de l'énergie, consulté par la CRE sur le projet de décision, a rendu son avis le 26 janvier 2023.
La présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française et sur le site internet de la CRE. Elle sera notifiée à GRTgaz et à Teréga et transmise à la ministre de la transition énergétique ainsi qu'au ministre de l'économie, des finances et de la souveraineté industrielle et numérique.

(3) Consultation publique n° 2022-13 du 10 novembre 2022 relative à l'évolution au 1er avril 2023 des tarifs d'utilisation des réseaux de transport de gaz (ATRT7), des stockages (ATS2) et des terminaux méthaniers régulés (ATTM6).
(4) Les règles de souscriptions au terminal de Dunkerque sont légèrement différentes, afin de prendre en compte la situation spécifique du terminal, relié à la fois au réseau de GRTgaz et au réseau de transport de gaz naturel belge.
(5) A l'injection, le terme annuel de capacité en entrée des stockages (TCES) est fixé à 9,03 €/MWh/jour par an. En soutirage, le terme annuel de capacité en sortie des stockages (TCSS) est fixé à 21, 09 €/MWh/jour par an. (Délibération de la CRE du 16 décembre 2021 portant décision sur l'évolution du tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga au 1er avril 2022).
(6) Consultation publique n° 2022-05 du 13 juillet 2022 relative aux modalités de commercialisation des capacités de stockage de gaz naturel à compter d'octobre 2022.
(7) L'inflation est définie dans la Délibération ATRT7 comme l'évolution de la valeur moyenne de l'indice des prix à la consommation hors tabac, tel que calculé par l'INSEE pour l'ensemble des ménages France entière (référence INSEE 1763852).
(8) Par convention, en ce qui concerne le CRCP, un signe « - » correspond à un montant à restituer aux utilisateurs, et un signe « + » à un montant à restituer à l'opérateur.
(9) Délibération de la CRE du 16 décembre 2021 portant décision sur l'évolution du tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga au 1er avril 2022.
(11) Calcul des coefficients Zi.
(12) Deux mailles de distribution de pression équivalente sont raccordées physiquement.
(13) Prolongement d'un réseau de gaz permettant de raccorder de nouveaux sites, mutualisé entre plusieurs sites.
(14) Les sites de la file d'attente qui ont déjà dépassé le jalon D2 au moment de l'entrée en vigueur de la présente délibération, mais qui n'injectent pas encore de biométhane, se voient affecter un niveau de timbre au moment de la signature du contrat de raccordement, suivant des principes identiques.
(15) Résultat de l'étude, faite en concertation par les gestionnaires de réseaux, déterminant la configuration de réseau optimale sur la base du critère technico-économique de zonage.
(16) Pour les souscriptions de capacités horaires et les pénalités pour dépassement de capacités des clients SFM, le calcul prend en compte le TCL applicable au consommateur final raccordé au réseau de transport (voir 5.2.2.6).
(17) Sur les détails de ce service, voir la délibération de la CRE du 9 septembre 2015 relative à l'évolution des règles d'équilibrage sur les réseaux de transport de gaz au 1er octobre 2015.
(18) Délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 12 juillet 2011 portant décision sur les conditions de raccordement du terminal méthanier de Dunkerque au réseau de GRTgaz et sur le développement d'une nouvelle interconnexion avec la Belgique à Veurne.