CONTRAT DE TRANSPORT DE GAZ NATUREL - ANNEXE A : BARÈME DES PRIX - Version du 01/04/2021
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CONTRAT DE TRANSPORT
DE GAZ NATUREL
ANNEXE A : BARÈME DES PRIX
Version du [01/04/2021]1 SOMMAIRE
1 SOMMAIRE 2
2 OBJET 2
3 BAREME DES PRIX 2
3.1 Constitution du prix de base 2
3.2 Prix de règlement des déséquilibres 5
3.3 Pénalités pour dépassements de capacités 7
3.4 Redistribution annuelle des pénalités pour dépassement des capacités 9
3.5 Redistribution au titre de la neutralité financière de l’équilibrage 9
3.6 Redistribution des excédents de recettes d’enchères 10
3.7 Prix du Service d’Accès au PEG Marché Gré à Gré 10
3.8 Use It and Buy It (UBI) 11
3.9 Service Equilibrage Transport (SET) 11
2 OBJET
La présente Annexe a pour objet de présenter les termes applicables, les tarifs et le barème
des prix pour l’utilisation du réseau de transport de TERÉGA conformément aux dispositions
règlementaires en vigueur.
3 BAREME DES PRIX
3.1 Constitution du prix de base
Les prix de base sont établis conformément à la dernière délibération de la CRE portant
décision sur l’évolution des tarifs d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel (ATRT) :
Grille tarifaire disponible ci-après :
https://www.portail.terega.fr/star-app/edito/les-mecanismes-de-commercialisation-contrat-et-tarifs-de-
terega
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CONTRAT DE TRANSPORT DE GAZ NATUREL • ANNEXE A3.1.1 TERME TARIFAIRE STOCKAGE
Le code de l’énergie prévoit que les opérateurs de stockage perçoivent leur revenu autorisé,
fixé par la CRE :
⮚ d’une part, au travers des recettes qu’ils perçoivent directement, majoritairement
issues de la commercialisation de leurs capacités de stockages aux enchères ;
⮚ d’autre part, dans l’hypothèse où les recettes qu’ils perçoivent directement sont
inférieures à leur revenu autorisé, au travers d’une compensation collectée par les
gestionnaires de réseau de transport (GRT) auprès des expéditeurs et reversée aux
opérateurs de stockage conformément à l’article L.452-1 du code de l’énergie.
C’est dans ce cadre que la CRE a introduit un terme tarifaire additionnel dans le tarif ATRT6 (le
« terme tarifaire stockage »).
La compensation est recouvrée auprès des expéditeurs présents sur les réseaux de transport
de GRTgaz et de Teréga, en leur appliquant le terme tarifaire stockage qui est fonction de la
modulation hivernale de leurs clients non délestables et non interruptibles raccordés aux
réseaux de distribution publique de gaz.
La CRE fixe, avant le 1er avril de chaque année, le montant de la compensation, pour chacun
des trois opérateurs de stockage, correspondant à la différence entre le revenu autorisé des
opérateurs pour l’année considérée et les prévisions de recettes liées à la commercialisation
des capacités de stockage directement perçues par les opérateurs. Les revenus autorisés des
opérateurs sont fixés dans la délibération de la CRE du 23 janvier 2020 (la délibération dite ATS
2).
La délibération du 23 janvier 2020 relative au tarif d’utilisation des réseaux de transport de gaz
naturel (la délibération dite ATRT 7) prévoit que la modulation de chaque expéditeur
correspond à la somme des modulations de chacun de ses clients soumis au paiement de la
compensation 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 valeur de l’assiette de compensation correspond à la somme, à la
maille France, des modulations des expéditeurs.
A compter du 1er avril 2020, le calcul de la modulation hivernale dépend du type de client, et
s’applique selon les modalités décrites ci-après.
Clients « à souscription »
Pour les clients à souscription, la modulation hivernale de chacune des trois dernières années
est calculée comme suit :
Avec :
- Consommation hiver : consommation du site du 1er novembre N-2 au 31 mars N-1
- Consommation annuelle : consommation du 1er novembre N-2 au 31 octobre N-1
- Int : capacités interruptibles contractualisées par le client pour l’année N-1.
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CONTRAT DE TRANSPORT DE GAZ NATUREL • ANNEXE ALes capacités interruptibles prises en compte en déduction de la comparaison entre
consommation hiver et consommation annuelle correspondront à la fois :
- aux capacités interruptibles contractualisées entre les gestionnaires de réseaux et leurs clients
expéditeurs pour répondre à des contraintes techniques d’approvisionnement pour des
mailles géographiques données ;
- aux capacités interruptibles qui seront contractualisées auprès des gestionnaires de réseaux
une fois mis en œuvre, le cas échéant, les dispositifs d’interruptibilité prévus par les articles 431-
6-2 et 431-6-3 du code de l’énergie ;
- aux capacités interruptibles qui seront déclarées délestables sans risque lors de l’enquête
menée par les gestionnaires de réseaux de distribution47. Une fois mise en œuvre les dispositifs
d’interruptibilité, les capacités déclarées délestables sortiront du périmètre des capacités
interruptibles prises en compte dans le calcul.
Par ailleurs, afin de tenir compte des maintenances lourdes ou arrêts réglementaires qui font
effectivement partie de la réalité industrielle des clients à souscription, le calcul de la
modulation hivernale de ces sites est effectué sur la base des trois dernières années
d’historique. Au 1er avril de chaque année N, la modulation retenue pour la facturation du
terme tarifaire stockage consistera en la moyenne des deux valeurs de modulation les plus
basses parmi les trois dernières valeurs disponibles (celles des années N, N-1 et N-2). Ce lissage
retenant les deux « meilleures » des trois dernières années d’historique permettra également
de contenir l’impact financier d’un hiver particulièrement froid.
Dans le cas d’un nouveau site raccordé 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.
Enfin, pour répondre aux interrogations formulées dans les réponses à la consultation publique
concernant la disponibilité et la fiabilité des données, la CRE demande aux gestionnaires de
réseaux d’être en mesure de fournir une valeur de la modulation qui puisse être opposable et
transmise au fournisseur de tout client qui en ferait la demande. 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 »
Pour les clients « profilés », la modulation d’une année N est calculée comme suit :
Avec :
- CJN : capacité journalière normalisée du site profilé ;
- CAR : consommation annuelle de référence du site ;
- Int : capacités interruptibles contractualisées par le client.
Par exception, la Modulation client est fixée à 0 MWh/j pour les clients suivants :
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CONTRAT DE TRANSPORT DE GAZ NATUREL • ANNEXE A- clients s’étant déclarés délestables lors de l’enquête menée par les gestionnaires de réseaux
de distribution, cette exception prenant fin avec la mise en œuvre effective des textes relatifs
aux dispositifs d’interruptibilité;
- contre-modulés : clients ayant un profil P013 (Part Hiver inférieure ou égale à 39%) ou P014
(Part Hiver comprise entre 39% et 50%). Les profils sont attribués par les GRD selon la
méthodologie publiée sur le site du GTG.
3.2 Prix de règlement des déséquilibres
3.2.1 ACHAT VENTE, PRIX MOYEN, PRIX MARGINAL, DECOTE ET SURCOTE
Conformément aux dispositions règlementaires en vigueur (code de réseau européen du 26
mars 2014 relatif à l’établissement d’un code de réseau sur l’équilibrage des réseaux de
transport de gaz et dernières délibérations de la CRE portant approbation de l’évolution des
règles d’équilibrage sur les réseaux, la Quantité d’Energie achetée/vendue, un Jour donné,
définie aux Conditions Opérationnelles (Annexe 3A), est :
a) Lorsque TERÉGA n’est pas intervenu sur le marché pour livraison le jour J :
i. achetée par le Gestionnaire du Réseau de Transport à l’Expéditeur, au Prix Moyen du
gaz auquel on retranche une décote de 2,5% ;
ii. vendue par le Gestionnaire du Réseau de Transport à l’Expéditeur au Prix Moyen du
gaz auquel on ajoute une surcote de 2,5%.
Pour chaque jour J, le Prix Moyen du gaz est le prix moyen pondéré des transactions Within-
Day de tous les intervenants au PEG de Powernext Gas Spot pour livraison le jour J, tel que
calculé par Powernext.
Si le Jour J est un Jour de Week-End et qu’il n’y a pas de transactions Within-Day pour livraison
le jour J au PEG, le Prix Moyen est égal à la moyenne pondérée des transactions conclues au
PEG par tous les intervenants sur Powernext pour l’échéance Week-End comprenant le jour J,
tel que calculé par Powernext.
Si le Jour J est un Jour férié (Bank holiday) au sens du calendrier de Powernext, et qu’il n’y a
pas de transactions Within-Day pour livraison le Jour J au PEG, le Prix Moyen est égal à la
moyenne pondérée transactions de produits « Bank Holiday » conclues au PEG pour
l’échéance du Jour J.
b) Lorsque TERÉGA et/ou GRTgaz sont intervenus sur le marché pour livraison le jour J :
i. achetée par le Gestionnaire du Réseau de Transport à l’Expéditeur au Prix Marginal de
vente ;
ii. vendue par le Gestionnaire du Réseau de Transport à l’Expéditeur au Prix Marginal
d’achat
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CONTRAT DE TRANSPORT DE GAZ NATUREL • ANNEXE ALe Prix Marginal de vente est le plus bas des deux prix ci-dessous :
o le prix le plus bas de toutes les ventes de gaz de TERÉGA et/ou de GRTgaz sur la bourse
Powernext au titre de l’équilibrage pour la journée gazière en question ;
Ou
o le Prix Moyen du gaz pour la journée gazière en question, auquel est retranchée une
décote de 2,5%.
Le Prix Marginal d’achat est le plus élevé des deux prix ci-dessous :
o le prix le plus élevé de tous les achats de gaz de TERÉGA et/ou de GRTgaz au titre de
l’équilibrage pour la journée gazière en question ;
OU
o le Prix Moyen du gaz pour la journée gazière en question, auquel est ajoutée une
surcote de 2,5%.
Le Gestionnaire du Réseau de Transport s’engage à prendre en compte les Quantités
d’Energie achetées/vendues selon les modalités prévues aux Conditions Opérationnelles
(Annexe 3A).
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CONTRAT DE TRANSPORT DE GAZ NATUREL • ANNEXE A3.2.2 PRIX NEUTRE DE REFERENCE (PNR)
Le PNR est applicable aux expéditeurs ayant souscrit le Service d’Equilibrage Transport (SET).
Ainsi, pour chaque jour éligible au service, c’est-à-dire les jours où le déséquilibre global du
réseau ne nécessite pas d’intervention du GRT sur le marché, l’expéditeur bénéficie du service
de stock en conduite qui équilibre son portefeuille. Il n’est donc pas exposé au prix de
déséquilibre.
La somme mensuelle des déséquilibres pour les jours où le service s’est appliqué est apurée au
PNR. Ce PNR correspond, pour chaque expéditeur, à la moyenne pondérée des prix moyens
de chaque journée éligible au SET par les volumes de déséquilibre compensés par le service.
3.3 Pénalités pour dépassements de capacités
3.3.1 SERVICE D’ALERTE DE DEPASSEMENT
Teréga propose à ses clients (acheminement et raccordement) un service d'alerte de
dépassement de capacités. Ce dispositif, permettant aux clients consommateurs finals d'être
alertés en temps utile d'un dépassement de leurs capacités souscrites, implique la
communication à ces derniers du niveau de souscription associé à leur point de
consommation. Sauf opposition par retour de courrier électronique (backoffice@terega.fr) ou
voie postale, la communication de cette donnée est considérée comme acquise pour
l'ensemble des points de livraison.
3.3.2 DEPASSEMENT DE CAPACITE JOURNALIERE A UN POINT DE SORTIE ET A UN POINT DE
LIVRAISON
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.
Dans le tarif ATRT7, les dépassements de capacité journalière et horaire sont donc pénalisés
de la manière suivante :
- pour les dépassements de capacité journalière, le calcul des pénalités est fondé sur le prix de
la souscription quotidienne ferme de capacité journalière :
> pour la partie du dépassement inférieure ou égale à 3 % de la capacité journalière
souscrite, aucune pénalité n'est facturée ;
> pour la partie du dépassement supérieure à 3 %, la pénalité est égale à 20 fois le prix
de la souscription quotidienne ferme de capacité journalière ;
- pour les dépassements de capacités horaires, le dépassement est calculé en considérant la
valeur maximale de la moyenne horaire des quantités livrées au point de livraison concerné
sur quatre heures consécutives. Le calcul des pénalités est fondé sur le prix de la souscription
quotidienne de capacité horaire :
> pour la partie du dépassement inférieure ou égale à 10 % de la capacité horaire
souscrite, aucune pénalité n'est facturée ;
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CONTRAT DE TRANSPORT DE GAZ NATUREL • ANNEXE A> pour la partie du dépassement supérieure à 10 %, la pénalité est égale à 45 fois le prix
de la souscription quotidienne ferme de capacité horaire.
Les règles de pénalisation pour le tarif ATRT7 peuvent être synthétisées ainsi :
3.3.3 MODALITES DE CALCUL DES DEPASSEMENTS DE CAPACITE JOURNALIERE
a) Dépassement de capacité journalière de transport régional et de livraison pour les
consommateurs finals raccordés au réseau de transport:
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.
b) 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 :
– différence entre la quantité journalière de gaz livrée et la capacité journalière de livraison
correspondante, si cette différence est positive, zéro sinon ;
– 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, zéro sinon.
c) Dépassement de capacité journalière de sortie du réseau principal :
Les souscriptions de capacités journalières sur le réseau régional génèrent automatiquement
des souscriptions équivalentes au point de sortie (PS) du réseau principal (référence à Art 4.3
Annexe B1 ou en référence futur texte).
Les quantités journalières allouées au PS à M+1 pour M représentent la somme des quantités
journalières allouées aux Points de Livraison PL "à souscription" ou PIC, et au PITD (un PITD
comporte des Points De Livraison PDLs "à souscription" et/ou des PDLs "non à souscription").
soit Q1 : différence entre la quantité journalière allouée et la capacité journalière de sortie du
réseau principal correspondante ;
soit Q2 : différence entre la somme des quantités journalières allouées sur la zone de sortie
aux PDLs « non à souscription » et la somme pour la zone de sortie des capacités journalières
normalisées pour les PDLs « non à souscription » ;
si Q1 est positive, zéro sinon ;
et si Q2 positive, zéro sinon ;
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CONTRAT DE TRANSPORT DE GAZ NATUREL • ANNEXE AAlors pour chaque expéditeur et pour un jour donné d'un mois M, la quantité en dépassement
retenue pour le calcul de la pénalité facturable à M+2 est égale à la différence Q1-Q2 si
positive, sinon zéro.
En cas d’exercice de l’interruption par le GRT affectant la part de capacité interruptible
éventuellement souscrite pour les PLs "à souscription" (PICs), les calculs de dépassement ci-
dessus sont effectués en réduisant la capacité interruptible de la part interrompue demandée
par le GRT.
3.3.4 DEPASSEMENT DE CAPACITE HORAIRE AU POINT DE LIVRAISON
Chaque jour, les dépassements de capacité horaire de transport sur le réseau régional et de
livraison, pour l’alimentation de consommateurs finals raccordés au réseau de transport, font
l’objet de pénalités.
Pour un jour donné, la valeur de dépassements de capacité horaire de transport sur le réseau
régional prise en compte est égale à la différence, si elle est positive, entre :
o la Quantité Horaire Allouée au PIC au titre de la pointe 4 heures (valeur maximale de
la moyenne horaire des quantités livrées au point de livraison concerné sur quatre
heures consécutives)
o et la capacité horaire souscrite au point de livraison concerné.
a) Si le Dépassement de Capacité Horaire rattaché au Point de Livraison (DCHPL) est
inférieur ou égal à dix pour cent (10%) de la capacité horaire constatée au Point de
Livraison concerné, aucune pénalité n’est due.
➢ Si le Dépassement de Capacité Horaire rattaché au Point de Livraison (DCHPL) est
supérieur à 10 %, la pénalité est égale à 45 fois le prix de la souscription quotidienne de
capacité horaire.
La capacité horaire constatée au Point de Livraison est égale à la somme des Capacités
Horaires de Livraison souscrite sur une base annuelle et mensuelle sur un même Point de
Livraison.
3.4 Redistribution annuelle des pénalités pour dépassement des capacités
Dans le tarif ATRT7, les pénalités perçues par les GRT au titre des dépassements de capacités
souscrites seront reversées au CRCP.
3.5 Redistribution au titre de la neutralité financière de l’équilibrage
Le Résultat de l’Equilibrage d’un mois M est égal à la différence entre, d’une part:
o le montant des ventes de gaz naturel de TERÉGA effectuées sur la Bourse du Gaz livrées
entre le 1er jour du mois M et le dernier jour du mois M,
o le montant des ventes de gaz naturel de TERÉGA aux expéditeurs dans le cadre des
contrats de transport pour les Jours compris entre le 1er jour du mois M et le dernier jour
du mois M,
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CONTRAT DE TRANSPORT DE GAZ NATUREL • ANNEXE Ao la vente, par TERÉGA, de la différence entre les quantités qu’il a achetées et les
quantités qu’il a vendues pendant le mois M, sur la Bourse du Gaz et dans le cadre des
contrats de transport, si cette différence est positive.
Et
o le montant des achats de gaz naturel de TERÉGA effectués sur la Bourse du Gaz livrés
entre le 1er jour du mois M et le dernier jour du mois M,
o le montant des achats de gaz naturel de TERÉGA auprès des expéditeurs dans le cadre
des contrats de transport pour les Jours compris entre le 1er jour du mois M et le dernier
jour du mois M,
o l’achat, par TERÉGA, de la différence entre les quantités qu’il a vendues et les quantités
qu’il a achetées pendant le mois M, sur la Bourse du Gaz et dans le cadre des contrats
de transport, si cette différence est positive.
Le Résultat de l’Equilibrage du mois M est réparti entre les expéditeurs qui ont eu un contrat de
transport avec TERÉGA en vigueur au cours du mois M, en proportion des Quantités Journalières
Allouées aux Points de Livraison pour les Jours compris entre le 1er jour du mois M et le dernier
jour du mois M.
Si la somme des Résultats de l’Equilibrage du mois calendaire est supérieure à zéro (0), TERÉGA
paye à l’Expéditeur sa part de ladite somme mensuelle. Dans le cas contraire, si la somme des
Résultats de l’Equilibrage du mois calendaire est inférieure à zéro (0), l’Expéditeur paye à
TERÉGA sa part de ladite somme mensuelle.
3.6 Redistribution des excédents de recettes d’enchères
Conformément aux délibérations de la CRE en vigueur portant décision sur l’évolution du tarif
d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel, Teréga redistribue les excédents de
recettes d’enchères.
Les montants sont redistribués au prorata des quantités de gaz livrées à des consommateurs
finals raccordés au réseau de transport sur le Périmètre TRF.
Les montants individuels de redistribution pour la période du 1er novembre 2018 au 30
septembre 2019 seront calculés par chaque GRT et redistribués en une seule fois au plus tard
sur la facture de novembre 2019. Et ainsi de suite pour les années qui suivent.
Teréga publie sur son site internet le montant unitaire des excédents de recettes d’enchères
ainsi redistribué.
3.7 Prix du Service d’Accès au PEG Marché Gré à Gré
Il existe un point notionnel d’échange de gaz (le PEG) au sein du périmètre d’équilibrage de
la zone PEG, offrant la possibilité aux expéditeurs d’échanger des quantités de gaz.
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CONTRAT DE TRANSPORT DE GAZ NATUREL • ANNEXE ALe prix du Service d’Accès au PEG Marché Gré à Gré comprend un terme fixe annuel de six
mille (6 000) euros et un terme proportionnel aux quantités échangées, égal à 0,01 €/MWh à
payer par chaque contrepartie.
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CONTRAT DE TRANSPORT DE GAZ NATUREL • ANNEXE A3.8 Use It and Buy It (UBI)
Au VIP Pirineos (PITTE et PITTL), les quantités allouées au titre de l’UBI sont commercialisées sous
forme interruptible, chaque jour, par TERÉGA, à un prix égal à 1/240ième du prix de la
souscription annuelle ferme.
Les conditions de commercialisation et d’attribution de l’UBI sont définies dans la section 1.
3.9 Service Equilibrage Transport (SET)
Accès au SET par produit :
o Tous les expéditeurs disposant de capacités aux PICs et PITDs, pourront souscrire le SET
pour un mois M directement sous TETRA avant le 20 de M-1 ;
o Le SET est un produit mensuel reconduit tacitement de mois en mois. Il peut être résilié
avant le 20ième jour de M-1 pour M;
o L’écran TETRA indiquera en J+1 si la journée J est éligible ou pas au PNR.
Prix de souscription :
Le prix de souscription de base (PSB) au service SET est :
o 0,12 euros/MWh/j/mois pour les capacités aux PICs et PITDs non profilés ;
o 0,06 euros/MWh/j/mois) pour les capacités des PITDs profilés.
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CONTRAT DE TRANSPORT DE GAZ NATUREL • ANNEXE AVous pouvez aussi lire
