4.2. Calcul du coefficient « k » et des revenus autorisés des terminaux
k Montoir
k Tonkin
k Cavaou
k théorique (non limité)
8,87 %
5,74 %
- 14,0 %
k limité à +/- 3 %
3 %
3 %
- 3 %
Les revenus autorisés d'Elengy pour 2023 et 2024 pour le terminal de Montoir s'établissent donc comme indiqué ci-dessous :
Montoir, en M€courants
2023
2024
Charges nettes d'exploitation (hors énergie)
41,5
42,7
Charges de capital normatives
34,4
34,8
Provisions pour démantèlement
1,5
1,5
Charges d'énergie
5,5
5,4
Reliquat du CRCP antérieur
- 5,8
- 5,8
Lissage ATTM6
1,1
- 0,1
Apurement du CRCP
- 0,4
0,1
Revenu autorisé
77,8
78,6
Reliquat de CRCP
3,5
3,0
Les revenus autorisés d'Elengy pour 2023 et 2024 pour le terminal de Fos-Tonkin s'établissent donc comme indiqué ci-dessous :
Fos Tonkin, en M€courants
2023
2024
Charges nettes d'exploitation (hors énergie)
14,0
14,4
Charges de capital normatives
3,5
4,0
Provisions pour démantèlement
-
-
Charges d'énergie
1,6
1,6
Reliquat du CRCP antérieur
- 0,6
- 0,6
Lissage ATTM6
- 0,8
- 1,4
Apurement du CRCP
- 0,5
- 0,4
Revenu autorisé ajusté
17,2
17,4
Reliquat de CRCP
0,3
0,3
Les revenus autorisés d'Elengy pour 2023 et 2024 pour le terminal de Fos Cavaou s'établissent donc comme indiqué ci-dessous :
Fos Cavaou, en M€courants
2023
2024
Charges nettes d'exploitation (hors énergie)
40,9
42,0
Charges de capital normatives
82,1
82,3
Provisions pour démantèlement
1,9
1,9
Charges d'énergie
5,4
5,0
Reliquat du CRCP antérieur
- 2,7
- 2,7
Lissage ATTM6
0,5
0,4
Apurement du solde du CRCP
- 3,2
- 3,6
Revenu autorisé ajusté
124,9
125,2
Reliquat de CRCP
- 11,3
- 10,9
Les soldes des CRCP des terminaux issus du plafonnement du coefficient « k » non apuré sont reportés à la fin de la période tarifaire.
4.3. Evolution tarifaire au 1er avril 2023
Les évolutions tarifaires au 1er avril 2023 sont les suivantes :
- pour le terminal de Montoir, une augmentation de 7,2 % du tarif unitaire moyen par rapport à la première période du tarif. Notamment le terme tarifaire variable dit « de quantité déchargée » s'établit à 0,551 €/MWh déchargé ;
- pour le terminal de Fos Tonkin, une augmentation de 7,2 % du tarif unitaire moyen par rapport à la première période du tarif. Notamment le terme tarifaire variable dit « de quantité déchargée » s'établit à 0,818 €/MWh déchargé ;
- pour le terminal de Fos Cavaou, une augmentation de 1,2 % du tarif unitaire moyen par rapport à la première période du tarif. Notamment le terme tarifaire variable dit « de quantité déchargée » s'établit à 1,306 €/MWh déchargé.
4.4. Qualité de service
La régulation incitative de la qualité de service des opérateurs a pour objectif d'améliorer la qualité du service rendu aux utilisateurs des infrastructures dans les domaines jugés particulièrement importants pour le bon fonctionnement du marché du gaz.
Les indicateurs ne sont pas incités financièrement, mais pourront le devenir lors du prochain tarif.
Elengy a communiqué à la CRE les résultats pour l'année 2021. Les indicateurs transmis par Elengy pour l'année 2021 sont globalement satisfaisants et aboutissent aux résultats suivants :
- Réduction de la capacité de déchargement :
La capacité de déchargement a été réduite de 8,9 % sur Montoir-de-Bretagne, soit de 10 967 GWh sur 122 862 GWh souscrits au cours de l'année 2021. Fos Cavaou et Fos Tonkin n'ont pas vu leur capacité de déchargement diminuer pendant 2021.
- Réduction de la capacité de stockage :
Un réservoir de stockage du terminal Montoir-de-Bretagne a été rendu indisponible pour les travaux de maintenance pendant 18 jours en 2021, ce qui correspond à une réduction de 1,6 % de la capacité. Fos Cavaou et Fos Tonkin n'ont pas vu leur capacité de stockage diminuer pendant 2021.
- Reduction de la capacité de regazéification :
L'indicateur comptabilise la capacité de regazéification quotidienne non disponible rapportée à la capacité quotidienne de regazéification. Le calcul est effectué sur tous les jours de l'année. La capacité de regazéification a été réduite de 21,5 % sur Montoir-de-Bretagne, de 5,9 % sur Fos Cavaou et de 8,0 % sur Fos Tonkin au cours de l'année 2021.
- Respect du programme de maintenance :
Le programme de maintenance a été respecté à 98,9 % pour Montoir, à 100 % pour Fos Tonkin et à 97,5 % pour Fos Cavaou.
- Fourniture d'information sur les incidents techniques :
Les forces majeures et avis d'instructions opérationnelles sont publiés sur le site internet d'Elengy et de Fosmax LNG.
- Emission de méthane :
Les émissions de méthane n'ont pas été très élevées sur les terminaux d'Elengy et correspondaient à 0,0088 gCH4/kWh PCS pour Montoir-de-Bretagne, 0,0250 gCH4/kWh PCS pour Fos Tonkin et 0,0005 gCH4/kWh PCS pour Fos Cavaou.
- Emission de gaz à effet de serre :
Les émissions de gaz à effet de serre ont été les plus élevées sur Fos Tonkin et correspondaient à 1,725 gCO2e/kWh PCS en 2021. Les émissions ont atteint 0,926 gCO2e/kWh PCS et 0,175 gCO2e/kWh PCS sur Montoir-de-Bretagne et Fos Cavaou respectivement.
4.5. Mise à jour des trajectoires de référence pour 2023 et 2024 et prise en compte de l'augmentation des charges nettes d'exploitation induites par le taux d'utilisation élevé des terminaux
Les charges d'énergie pour les trois terminaux méthaniers régulés, principalement liées à l'achat d'électricité nécessaire au fonctionnement des pompes du système de regazéification du GNL, sont prises en compte dans les charges d'exploitation à couvrir par les tarifs. Elles sont fondées sur les estimations des prix de l'électricité et du CO2, ainsi que sur les hypothèses d'utilisation des capacités de regazéification de chaque terminal.
La délibération ATTM6 prévoit la mise à jour bisannuelle des trajectoires de référence de certains des postes partiellement couverts au CRCP. La présente délibération fait évoluer la couverture des charges d'énergie à 90 % (cf. partie 3.2). Les montants mis à jour par la CRE, fixés dans les paragraphes suivants, sont rappelés en annexe 3 de la présente délibération.
4.5.1. Poste « énergie et quotas de CO2 »
Montoir-de-Bretagne
Elengy estime dans son dossier tarifaire que le poste « Energie et quotas de CO2 » s'établira en 2023 à 22,8 M€ (dont 2,9 M€ de quotas de CO2), à comparer au niveau de 5,5 M€ (dont 0,8 M€ de quotas de CO2) retenu dans la trajectoire tarifaire. Pour 2024, Elengy anticipe un niveau de charges de 23,1 M€ (dont 3 M€ de quotas de CO2) à comparer au niveau de 5,4 M€ (dont 0,8 M€ de quotas de CO2) retenu dans la trajectoire tarifaire. Elengy justifie ses prévisions, d'une part, par un taux d'utilisation revu à la hausse par rapport aux hypothèses tarifaires qui conduit à une forte hausse des volumes de consommation d'électricité, conjugué d'autre part à la très forte augmentation du prix de l'électricité constatée ces derniers mois, et d'autre part, par une hausse du prix de la tonne de CO2.
Montoir-de-Bretagne - Charges d'énergie demandées
Poste « Energie et quotas de CO2 » (demande)
2023
2024
Tarif
Prév.
Var.
Tarif
Prév.
Var.
Electricité (M€)
4,7
19,8
+ 15,1
4,5
20,1
+ 15,6
Volumes (GWh)
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
Prix (€/MWh)
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
CO2
0,8
2,9
+ 2,1
0,8
3
+ 2,2
Total charges d'énergie
5,5
22,8
+ 17,3
5,4
23,1
+ 17,7
La CRE retient plusieurs ajustements par rapport à cette demande :
- le prix de l'électricité 2023 est revu à la baisse pour prendre en compte l'écrêtement moindre des droits ARENH par rapport à la prévision d'Elengy ;
- le prix de l'électricité 2024 est revu à la baisse au vu de la baisse des prix de marché concernant cette année.
En conséquence, le niveau retenu par la CRE concernant les charges d'énergie est le suivant :
Montoir-de-Bretagne - Charges d'énergie retenues
Poste « Energie et quotas de CO2 » (retenu par la CRE)
2023
2024
Tarif
Prév.
Var.
Tarif
Prév.
Var.
Electricité (M€)
4,7
17,9
+ 13,2
4,5
12,9
+ 8,4
Volumes (GWh)
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
Prix (€/MWh)
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
CO2
0,8
2,9
+ 2,1
0,8
3
+ 2,2
Total charges d'énergie
5,5
20,9
+15,4
5,4
15,9
+ 10,5
Fos Tonkin
Elengy estime dans son dossier tarifaire que le poste « Energie et quotas de CO2 » s'établira en 2023 à 5,1 M€, à comparer au niveau de 1,6 M€ retenu dans la trajectoire tarifaire. Pour 2024, Elengy anticipe un niveau de charges de 5,1 M€ à comparer au niveau de 1,6 M€ retenu dans la trajectoire tarifaire.
Elengy justifie ses prévisions de charges d'électricité par une très forte hausse des prix de l'électricité pour les deux années concernées par rapport aux prix attendus lors de l'établissement de la trajectoire tarifaire, ainsi qu'une hausse des volumes de consommation d'électricité, liée à un taux d'utilisation du terminal supérieur aux hypothèses tarifaires.
Fos Tonkin - Charges d'énergie demandées
Poste « Energie et quotas de CO2 » (demande)
2023
2024
Tarif
Prév.
Var.
Tarif
Prév.
Var.
Electricité (M€)
1,6
5,1
+3,5
1,6
5,1
+ 3,5
Volumes (GWh)
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
Prix (€/MWh)
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
La CRE retient plusieurs ajustements par rapport à cette demande :
- les volumes de consommation d'énergie prévus pour les années 2023 et 2024 sont réévalués en cohérence avec le taux d'utilisation anticipé pour ces deux années ;
- le prix de l'électricité 2023 est revu à la baisse pour prendre en compte l'écrêtement moindre des droits ARENH par rapport à la prévision d'Elengy ;
- le prix de l'électricité 2024 est revu à la baisse au vu de la baisse des prix de marché concernant cette année.
En conséquence, le niveau retenu par la CRE concernant les charges d'énergie est le suivant :
Fos Tonkin - Charges d'énergie retenues
Poste « Energie et quotas de CO2 » (retenu par la CRE)
2023
2024
Tarif
Prév.
Var.
Tarif
Prév.
Var.
Electricité (M€)
1,6
4,5
+ 2,9
1,6
3,2
+ 1,6
Volumes (GWh)
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
Prix (€/MWh)
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
Fos Cavaou
Elengy estime dans son dossier tarifaire que le poste « Energie et quotas de CO2 » s'établira en 2023 à 21,8 M€, à comparer au niveau de 5,4 M€ retenu dans la trajectoire tarifaire. Pour 2024, Elengy anticipe un niveau de charges de 22,6 M€ à comparer au niveau de 5 M€ retenu dans la trajectoire tarifaire.
Elengy justifie ses prévisions de charges d'électricité par un taux d'utilisation revu à la hausse par rapport aux hypothèses tarifaires qui conduit à une forte hausse des volumes de consommation d'électricité, conjugué à une augmentation du prix de l'électricité.
Fos Cavaou - Charges d'énergie demandées
Poste « Energie et quotas de CO2 » (demande)
2023
2024
Tarif
Prév.
Var.
Tarif
Prév.
Var.
Electricité (M€)
5,4
21,8
+ 16,4
5
22,6
+ 17,6
Volumes (GWh)
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
Prix (€/MWh)
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
La CRE retient plusieurs ajustements par rapport à cette demande :
- le prix de l'électricité 2023 est revu à la baisse pour prendre en compte l'écrêtement moindre des droits ARENH par rapport à la prévision d'Elengy ;
- le prix de l'électricité 2024 est revu à la baisse au vu de la baisse des prix de marché concernant cette année.
En conséquence, le niveau retenu par la CRE concernant les charges d'énergie est le suivant :
Fos Cavaou - Charges d'énergie retenues
Poste « Energie et quotas de CO2 » (retenu par la CRE)
2023
2024
Tarif
Prév.
Var.
Tarif
Prév.
Var.
Electricité (M€)
5,4
19,6
+ 14,2
5
14,2
+ 9,2
Volumes (GWh)
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
Prix (€/MWh)
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
[confidentiel]
4.5.2. Charges de R&D&I
La trajectoire de charges liées à la R&D a été fixée lors de l'ATTM6 à 813 k€ et 821 k€ pour 2021 et 2022 respectivement. Dans le bilan d'exécution du programme, la CRE a constaté le dépassement de la trajectoire initialement prévue par le tarif. L'opérateur a dépensé 891 k€ en 2021 pour la sécurité industrielle, la performance des actifs dans la transition et les études d'adaptation aux nouveaux gaz. En 2022, Elengy a dépensé 833 k€ sur ce même poste.
Pour 2023 et 2024, Elengy demande un budget de R&D&I de 1,225 k€/an, ce qui représente une hausse de 53 % par rapport au budget fixé lors de l'ATTM6. Elengy justifie cette augmentation par les besoins suivants :
Sécurité industrielle, intégrité des actifs et performance des ouvrages : Elengy souhaite rendre éco-responsables ses sites, poursuivre les travaux visant à améliorer les outils de modélisation des phénomènes dangereux, assurer la maintenance prédictive à partir de data science, et prévenir des accidents en agissant sur le facteur humain ;
Emissions de méthane : Elengy adhère au partenariat OGMP 2.0 afin de quantifier les émissions de méthane des terminaux méthaniers par une méthode de type « top down » et souhaite quantifier les imbrulés des torches ainsi que l'étanchéité des réservoirs de Montoir et de Fos Tonkin.
Nouveaux gaz : Elengy souhaite mener des études sur la liquéfaction de biométhane, la capture par anti-sublimation de CO2 spécifique aux regazéifieurs à combustion du site de Montoir. Elengy souhaite également préparer ses terminaux à l'hydrogène (en menant une étude de comptabilité des installations) et répondre à des appels à projets Zone Industrielle Bas Carbone (ZIBaC) afin d'accompagner les territoires industriels dans leur transformation écologique.
La CRE considère que le niveau de dépenses de R&D&I demandé par Elengy est justifié et cohérent avec ses activités, tant en termes de coûts que de périmètre. En conséquence, la CRE retient ces dépenses dans la trajectoire, soit un montant de 2,45 M€ sur la période.
4.5.3. Hypothèses de souscriptions de capacités pour les années 2023 et 2024
Capacités de regazéification
La délibération ATTM6 prévoit que les revenus liés aux souscriptions supplémentaires de capacités de regazéification, sont couverts à 75 % au CRCP. Les prévisions de souscriptions de capacités de regazéification proposées par les opérateurs des terminaux pour la seconde période des tarifs ATTM6 correspondent aux souscriptions déjà présentes en portefeuille pour les terminaux de Montoir-de-Bretagne et Fos Tonkin. En ce qui concerne Fos Cavaou, des capacités additionnelles ont été mises à disposition par dégoulottage technique du terminal en 2022. Ainsi, les capacités de regazéification ont atteint 100 TWh en 2022 et vont augmenter jusqu'à 113 TWh en 2023 et 117 TWh en 2024.
Souscriptions de déchargement demandées
(en TWh)
2023
(prévisionnel)
2024
(prévisionnel)
Tarif
Prév.
Tarif
Prév.
Montoir-de-Bretagne
Capacité technique maximale (CTM) : 123 TWh
123
123
123
123
Fos Tonkin
CTM : 18 TWh
18
18
18
18
Fos Cavaou
CTM : 113 TWh en 2023 et 117 TWh en 2024
89,2
113,6
89,2
117,2
L'ensemble des capacités commercialisables annuelles des trois terminaux a été alloué en 2023 et en 2024, y compris les nouvelles capacités créées à la suite du dégoulottage du terminal de Fos Cavaou.
Au vu de ces éléments, la CRE considère que les hypothèses de souscriptions proposées par Elengy et Fosmax LNG sont cohérentes.
Service de rechargement de bateaux
Compte tenu du fort besoin de l'Europe en GNL, l'opérateur ne prévoit aucune activité de rechargement sur les trois terminaux.
4.5.4. Prise en compte des charges supplémentaires, hors énergie, induites par l'augmentation des capacités de regazéification et du taux d'utilisation des terminaux régulés
La CRE constate que, depuis le début de 2022, les trois terminaux méthaniers d'Elengy fonctionnent au maximum de leurs capacités.
En outre, grâce à un ensemble de décisions réglementaires et d'optimisations, Elengy a pu augmenter la capacité technique maximale du terminal de Fos Cavaou de 100 TWh initialement, à 111 TWh en 2022, 113,6 TWh en 2023, puis 117,2 TWh à partir de 2024. Ces nouvelles capacités ont été entièrement souscrites.
Les trajectoires des charges d'exploitation fixées dans la délibération ATTM6 ne prenaient en compte ni un taux d'utilisation si élevé, ni l'augmentation de capacité du terminal de Fos Cavaou. Pour s'adapter rapidement à cette nouvelle situation et opérer les terminaux au maximum de leurs capacités, Elengy doit supporter des charges supplémentaires exceptionnelles, notamment des charges de maintenance, de personnel et de consommables. La CRE estime qu'au total ces charges ne devraient pas excéder 5 M€ par an durant les deux prochaines années.
La CRE considère que, dans un contexte de crise d'approvisionnement, les gestionnaires de terminaux méthaniers doivent être efficacement incités à maximiser leurs capacités de regazéification. Les trajectoires de charges d'exploitation fixées dans la délibération ATTM6 ne couvrant pas les charges additionnelles induites par le haut niveau d'activité des terminaux, la CRE prendra en compte 5 M€ de charges supplémentaires annuelles au titre de 2023 et 2024.
5. Tarif d'utilisation des terminaux méthaniers régulés à partir du 1er avril 2023
5.1. Obligation de paiement des capacités souscrites (ship-or pay)
Les expéditeurs ont une obligation de paiement des tarifs appliqués à 100 % des quantités et du nombre de déchargements et de rechargements souscrits.
5.2. Services proposés aux terminaux
5.2.1. Service de déchargement intégré
Les opérateurs proposent un service de déchargement intégré, qui outre la capacité de déchargement de la cargaison, donne droit à des capacités de stockage du GNL en cuve, et de regazéification pour émission sur le réseau de transport.
Le gaz déchargé entre dans le stock en cuve de l'expéditeur, puis est progressivement regazéifié et émis sur le réseau de transport. A la place de cette émission sur le réseau de transport, l'expéditeur peut utiliser son gaz en stock dans le cadre d'autres services du terminal tels que :
- le rechargement de cargaison (cf. paragraphe 5.2.3) ;
- le chargement de camion-citerne (cf. paragraphe 5.2.4) ;
- le chargement de microméthanier (cf. paragraphe 5.2.4).
La souscription de capacités de regazéification, via le service de déchargement intégré, entraine le droit et l'obligation de souscrire les capacités d'entrées correspondantes sur le réseau de transport auprès de GRTgaz.
Service de base
Ce service est accessible à tout expéditeur dès la première souscription. Il permet de souscrire un déchargement pour le mois M jusqu'au 20 du mois M-1. Les expéditeurs ayant souscrit des capacités annuelles ou trimestrielles (cf. paragraphe 6.2.1.2) en bénéficient automatiquement, à hauteur de la capacité annuelle (respectivement trimestrielle) souscrite. Par ailleurs, un expéditeur peut réserver un déchargement via le service de base parmi les créneaux libres après établissement du programme annuel.
Le niveau de stock de fin de mois (niveau d'inventaire) d'un expéditeur à un terminal est déterminé selon les règles suivantes :
- si un déchargement est prévu pour cet expéditeur pour le mois M+1, son niveau de stock de fin de mois M est déterminé en supposant une émission uniforme de la dernière cargaison déchargée au cours du mois M jusqu'au jour de déchargement de la première cargaison du mois M+1 ;
- si aucun déchargement n'est prévu pour le mois M+1, le niveau de stock de fin de mois M d'un expéditeur est déterminé en supposant une émission uniforme de la dernière cargaison déchargée au cours du mois M jusqu'au dernier jour du mois M+1.
La répartition de l'émission physique du terminal entre les expéditeurs est faite en fonction des volumes de GNL déchargés et rechargés au cours du mois sur le terminal méthanier, ainsi que du niveau de stock de début de mois et du stock fin de mois prévisionnel.
Afin de minimiser les impacts d'une cargaison isolée sur les autres clients du terminal, les opérateurs peuvent anticiper, à leur initiative, le début de l'émission de cette cargaison (dans la limite de deux jours). Dans ce cas, l'expéditeur concerné n'a pas l'obligation de disposer d'une garantie correspondant aux volumes d'émissions anticipées.
Le tarif applicable aux souscriptions via ce service est composé :
- d'un terme de nombre d'accostages (TNA, en €/accostage) ;
- d'un terme de quantité déchargée (TQD, en €/MWh) ;
- d'un terme en nature (en % de la quantité effectivement déchargée).
Réservation d'un trimestre pour l'année N+1
Ce service permet de souscrire un déchargement intégré de navire pour un trimestre ciblé de l'année suivante. Il est commercialisé à compter de l'année N-1 pour un déchargement au cours d'un trimestre de l'année N.
Pour chaque terminal, le niveau de capacités commercialisable dans le cadre de ce service correspond à la différence entre la capacité disponible au terminal (soit 3/12e de la capacité annuelle non souscrite) et le niveau des indisponibilités pour maintenance prévues à date pour ce trimestre, un coefficient de sécurité de 50 % étant appliqué à cette différence. Pour un trimestre donné de N le niveau de capacités commercialisables pour la réservation trimestrielle est donc défini 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
Pour chaque terminal, le service de réservation trimestrielle de capacités ne concerne que les années pour lesquelles il reste de la capacité disponible.
Le souscripteur du service de réservation trimestrielle de capacités s'acquitte de l'ensemble des termes tarifaires définis dans le service de base de déchargement intégré. Le terme de quantité déchargée (TQD), est majoré de 0,1 €/MWh.
Les réservations trimestrielles de capacités sont prises en compte dans l'établissement du programme annuel de déchargement. En cas de conflit de date de déchargement au cours de l'élaboration du programme annuel, la priorité est laissée au souscripteur de long-terme par rapport au souscripteur trimestriel, tout en garantissant un créneau au souscripteur trimestriel.
Service spot
Ce service est réservé aux déchargements souscrits, pour un mois M donné, après le 20e jour du mois M-1.
La souscription s'effectue sur la base des capacités disponibles dans le programme mensuel à la date de la souscription.
Le profil d'émission d'une cargaison spot est déterminé par l'opérateur lors de la demande de l'expéditeur, et calculé de manière à correspondre à la demande de l'expéditeur, sous réserve que son impact sur les émissions journalières des autres expéditeurs, afin de faire la place nécessaire dans les cuves avant la date d'arrivée de la cargaison, ne dépasse pas 35 GWh/j.
Dans le cadre d'une opération de déchargement spot, l'opérateur peut décider, à son initiative, d'anticiper l'émission associée, dans la limite de deux jours, afin d'en limiter l'impact sur les autres clients. Dans ce cas, l'expéditeur concerné n'a pas l'obligation de disposer d'une garantie correspondant aux volumes d'émissions anticipés.
Le service est facturé selon des modalités similaires à celles du service de base, à l'exception du terme de quantité déchargée (TQD) qui est égal à 75 % du TQD du service de base.
Option bandeau
La souscription de cette option entraîne l'émission d'une cargaison sous forme d'un bandeau d'émission constante, sur une durée de 20 à 40 jours à partir de la date de déchargement de la cargaison. Cette durée est définie lors de la souscription de l'option bandeau, sur la base de la demande de l'expéditeur concerné et selon les possibilités techniques du terminal.
Cette option est accessible à tout expéditeur disposant d'une souscription au service de base, à partir de la publication du programme annuel de déchargements par l'opérateur et jusqu'à la demande de programme mensuel pour le mois de déchargement (avant le 20 de M-1), selon le principe du premier arrivé/premier servi.
L'option bandeau n'est pas accessible par l'expéditeur spot au cours du mois M de déchargement, en revanche, cet expéditeur y a accès pour émettre la quantité de GNL résiduelle pour le mois M+1.
Pour chaque terminal, un expéditeur peut souscrire au plus une cargaison en option bandeau par mois et une quantité annuelle de 12 TWh en option bandeau.
Pour un mois donné, la somme des quantités déchargées avec l'option bandeau ne peut pas être supérieure à 20 % de la capacité totale mensuelle de regazéification du terminal.
Services de stockage dédié et spécifique
Une partie des volumes disponibles en cuve aux terminaux de Montoir et Fos Cavaou est réservée pour les services de stockage dédié et de stockage spécifique.
Les dispositifs de stockage dédié et de stockage spécifique consistent en la mise à l'écart d'une partie des volumes de stockage du terminal pour les mettre à disposition des expéditeurs. Les volumes en cuve détenus par ce biais sont à la libre disposition des expéditeurs : le GNL peut donc être regazéifié et émis sur le réseau de transport ou bien utilisé dans le cadre d'activités de détail (rechargement, soutage, chargement de camion-citerne).
Les modalités du stockage dédié, qui est un service gratuit, sont les suivantes :
- au terminal de Montoir, 625 GWh de volume en cuve est réservé pour le dispositif de stockage dédié ;
- au terminal de Fos Cavaou, 100 GWh de volume en cuve est réservé pour le dispositif de stockage dédié ;
- dans le cadre du « service de base » les expéditeurs souscrivant des capacités annuelles et pluriannuelles de déchargement obtiennent une allocation gratuite et automatique d'une part du volume total de stockage dédié annuel, au prorata de leurs souscriptions. Les expéditeurs qui n'ont pas de souscription annuelle n'ont pas accès au stockage dédié par le biais de leurs souscriptions.
Le volume de stockage dédié à chaque terminal pourra être revu lors du prochain tarif, sur la base des travaux qui auront été menés en concertation.
Les modalités du stockage spécifique, qui est un service payant, sont les suivantes :
- lorsqu'une partie du volume de stockage dédié reste libre à l'issue de l'établissement du programme annuel, une fenêtre de commercialisation de ce volume résiduel est ouverte au cours du mois de décembre N-1 pour l'année N. Cette fenêtre est ouverte à tous les expéditeurs et proposée à la vente sous forme annuelle. Pour chaque terminal les capacités de stockage ainsi commercialisées sont tarifées au prix du terme de quantité stockée, TQS ;
- si des capacités de stockage sont toujours disponibles à l'issue du guichet annuel de décembre N-1, celles-ci sont remises en vente, sous forme mensuelle ou pour le restant de l'année, à l'occasion de chaque programme mensuel. A cette occasion le stockage spécifique peut être réservé pour le reste de l'année (du mois M+1 jusqu'au mois de décembre de l'année N) ou uniquement pour le mois M+1. Pour chaque terminal le tarif correspond au terme de quantité stockée, TQS. Si les volumes ne trouvent pas preneur, ils sont réintégrés au stock mutualisé pour le mois considéré.
Prolongation d'inventaire en M+2 pour les activités de GNL de détail (small-scale)
Ce service permet aux acteurs ayant des capacités de chargement de camions-citernes ou de microméthaniers de garder du GNL en stock jusqu'au mois M+2 suivant un déchargement en M.
Les modalités opérationnelles du service de prolongation d'inventaire en M+2 sont les suivantes :
- pour chaque terminal le volume en cuve dédié à ce service est de 50 GWh maximum ;
- le service est réservé aux acteurs du GNL de détail, c'est-à-dire justifiant d'une souscription de capacité pour le chargement de camions-citernes ou de microméthaniers le mois concerné par la prolongation d'inventaire ;
- l'expéditeur demande le recours à ce service au plus tard lors de l'établissement du programme mensuel du mois M+1 (soit le 20 du mois M) pour prolongation d'inventaire sur le mois M+2 ;
- le niveau de stock en cuve dont l'expéditeur peut demander la préservation pour le 1er du mois M+2 ne peut être supérieur à la plus contraignante des conditions suivantes :
- à la différence de son niveau de stock en cuve au 1er du mois M+1 et de son solde des déchargements et rechargements programmés pour le mois M+1 ;
- aux capacités de chargement de GNL de détail souscrites pour le mois M+2, nettes des déchargements souscrits au programme annuel pour ce même mois M+2 ;
- au volume mis à disposition par terminal, de 50 GWh maximum.
- une fois le volume alloué pour M+2, le niveau prévisionnel de stock de fin de mois M+1 est utilisé pour calculer le ratio d'émission de l'expéditeur sur le mois M+1. Les reprogrammations éventuelles de l'expéditeur affectent ce niveau de stock de fin de mois à la hausse ou à la baisse ;
- pour chaque terminal le service est tarifé au prix du terme de quantité stockée (TQS).
Le volume alloué à ce service pour chaque terminal pourra être revu lors du prochain tarif, sur la base des travaux qui auront été menés en concertation.
5.2.2. Mécanismes relatifs à la programmation
Obligation de respect de la programmation
Les utilisateurs doivent se tenir à leur programmation. Tout non-respect de la programmation ayant des conséquences sur les autres utilisateurs, donne lieu à compensation. Ainsi, tout utilisateur annulant, au cours du mois M, un déchargement préalablement programmé pour le mois M se voit appliquer l'obligation de compenser, soit en gaz, soit financièrement, le ou les autre(s) utilisateur(s) dont l'émission a été réduite en conséquence.
Programmation mensuelle
Les détenteurs de capacités de regazéification doivent indiquer aux opérateurs, au plus tard le 20e jour du mois M-1, leur demande de programme mensuel de déchargement pour le mois M ainsi que leur programme indicatif de déchargement pour les mois M+1 et M+2.
L'opérateur de terminal publie le 25e jour du mois M-1 pour le mois M les capacités disponibles en prenant en compte les capacités souscrites ne faisant pas l'objet d'une demande de programmation. A titre indicatif, il publie également ces données pour les mois M+1 et M+2. Il met à jour ces informations quotidiennement.
Relâchement de capacité
Les détenteurs de capacités de regazéification peuvent renoncer explicitement lors du mois M à l'utilisation de leurs capacités pour les mois M+1 et M+2. Ces capacités restent dues par leur détenteur initial au titre de la clause de « ship or pay » jusqu'à leur réservation éventuelle par un autre expéditeur.
« Use it or lose it »
Si le programme du mois M ne fait apparaître aucune fenêtre de déchargement disponible, toute annulation d'un déchargement sans notification, hors cas de force majeure, est consignée, et le régulateur en est tenu informé. Lorsque l'intégralité des capacités du terminal est souscrite, une restitution des capacités souscrites par l'expéditeur concerné afin de libérer des capacités dans le terminal peut alors être exigée par la CRE, après analyse au cas par cas.
En cas de congestion constatée pour l'accès aux capacités de regazéification du terminal, et à la demande de la CRE, l'opérateur du terminal lui communiquera tous les éléments relatifs aux demandes de réservation sur la période concernée par la congestion.
Afin de permettre un fonctionnement efficace du mécanisme d'UIOLI, les opérateurs devront publier sur leur site internet, a minima les données suivantes :
- les capacités commercialisables du terminal pour les mois restants de l'année en cours ;
- les capacités souscrites du terminal pour les mois restants de l'année en cours ;
- le nombre prévisionnel de créneaux de déchargement disponibles pour les mois restants de l'année en cours.
Cette publication mensuelle sera complétée par une publication annuelle agrégée :
- des capacités commercialisables du terminal, pour les années restantes jusqu'à la fin de période de commercialisation du terminal ;
- des capacités disponibles du terminal, pour les années restantes jusqu'à la fin de période de commercialisation du terminal.
Les opérateurs de terminaux donnent accès à la CRE au système d'information commercial permettant de contrôler les annulations de déchargement, les reports et les anticipations d'émission.
Compte de souscription
Le compte de souscription (CS) permet de créditer les opérations non programmées ou annulées avec un préavis suffisant. Ce compte peut ensuite être débité pour programmer des opérations à court terme.
Les modalités applicables sont les suivantes :
- le CS est crédité des termes fixes et variables (nombre de déchargements et quantités déchargées) des opérations non programmées lors de l'élaboration des programmes annuels ainsi que des opérations annulées avant le 20 du mois M-2 pour le mois M ;
- le CS est utilisable pour un mois M lors de l'établissement du programme mensuel pour ce mois ou en intra-mensuel ;
- le CS ne peut jamais être négatif ;
- le CS est remis à « zéro » chaque année ou à la fin de chaque période de facturation, soit au moins une fois par an ;
- le CS est cessible par les expéditeurs sur le marché secondaire.
Pooling
Ce service permet à tout expéditeur, disposant de capacités souscrites dans au moins un des trois terminaux régulés et n'ayant pas prévu de les utiliser en totalité le mois M, d'utiliser une partie de ces capacités dans un des autres terminaux régulés, en accédant, sur la base d'un tarif spécifique, aux capacités encore disponibles après le 20e jour du mois M-1 dans ce second terminal.
Le montant P dû par l'expéditeur pour la souscription dans le second terminal via le pooling est le suivant :
P = max([S - C] ; 0) + max (10 % * S ; TNA) avec :
- S : coût de la souscription dans le second terminal, sans pooling ;
- C : crédit de pooling = coût des capacités souscrites non utilisées dans l'autre terminal ;
- TNA : le terme d'accostage du second terminal.
Ainsi, le prix de l'opération de pooling ne peut pas être inférieur au maximum entre le TNA et 10 % du prix de la souscription sans pooling.
5.2.3. Autres services régulés
Service de rechargement de cargaisons
Ce service permet à l'expéditeur de charger du GNL qu'il possède en cuve du terminal dans un navire.
Le tarif applicable à ce service est composé :
- d'un terme fixe d'accostage (TNA, en €/accostage) ;
- d'un terme fixe de rechargement (TFR, en €/rechargement) ;
- d'un terme variable fonction de la quantité contractuelle rechargée (TQR, en €/MWh).
Il est dédié au chargement de navires d'une capacité de plus de 40 000 m3, l'activité de chargement des microméthaniers faisant l'objet d'un service spécifique non régulé (cf. paragraphe 6.2.4.3).
Point d'échange de GNL en cuve
Il existe un point d'échange de GNL dans chaque terminal méthanier permettant aux utilisateurs d'échanger des quantités de GNL en cuve entre eux.
Les modalités de fonctionnement des points d'échange de GNL en cuve sont définies par l'opérateur, sur des bases objectives, transparentes et non discriminatoires, communiquées à la CRE et rendues publiques sur le site internet de l'opérateur.
Le tarif d'accès aux points d'échange de GNL en cuve comprend :
- un terme fixe, égal au maximum à 500 € par mois et par point d'échange ;
- un terme proportionnel aux quantités échangées, égal au maximum à 0,01 €/MWh.
Marché secondaire des capacités de regazéification
Les capacités de regazéification commercialisées par les opérateurs sont cessibles entre utilisateurs, en partie ou en totalité. Les opérateurs ne facturent à ce titre aucun montant à l'acheteur et/ou au vendeur.
Prestations spécifiques
Les prestations spécifiques proposées par les opérateurs, par exemple l'homologation des navires méthaniers, sont décrites dans un catalogue de prestations publié sur le site internet de l'opérateur, qui précise le tarif applicable à chaque prestation.
5.2.4. Services non régulés
En plus des services qui font l'objet de la régulation tarifaire, les opérateurs proposent un ensemble de services non régulés : les modalités de ces services, dont leur prix, sont définies par les opérateurs eux-mêmes, de manière non discriminatoire.
Transbordement
Ce service permet à l'expéditeur de transférer du GNL directement d'un navire à un autre, sans utiliser la cuve de stockage du terminal.
Chargement de camions-citernes
Ce service permet à l'expéditeur de charger du GNL en sa possession dans la cuve de stockage du terminal dans un camion.
Chargement de microméthaniers
Ce service permet à l'expéditeur de charger du GNL en sa possession dans la cuve de stockage du terminal dans un microméthanier (de capacité inférieure ou égale à 40 000 m3).
5.3. Autres dispositions communes aux terminaux
5.3.1. Prélèvement de gaz en nature
Les prélèvements de gaz en nature sont effectués pour chaque terminal en fonction du terme de gaz en nature TN appliqué à la quantité de GNL effectivement déchargée par chaque utilisateur d'un terminal (exprimée en MWh par an).
Un bilan a minima annuel de l'utilisation du prélèvement de gaz en nature sera réalisé par l'opérateur. S'il s'avère que la quantité de gaz prélevée est plus importante que la quantité de gaz consommée par le terminal méthanier, l'opérateur restituera, soit physiquement, soit financièrement, le surplus de gaz aux expéditeurs ayant déchargé du GNL sur ce terminal pendant l'année écoulée, au prorata des quantités déchargées. S'il s'avère que la quantité de gaz prélevée n'est pas suffisante pour couvrir la consommation du terminal, le solde déficitaire de l'année N est reporté sur le bilan d'ouverture de l'année N+1.
Dans l'éventualité où l'opérateur du terminal anticiperait un niveau d'émission prévisionnel inférieur au débit minimum nécessaire à la réincorporation des évaporations, il pourra être amené à augmenter les quantités de gaz prélevées au-delà du terme TN fixé dans la présente délibération tarifaire. L'opérateur devra informer la CRE et les utilisateurs du terminal en amont de cette augmentation.
Dans certaines conditions opérationnelles, les terminaux méthaniers sont susceptibles de recourir à des consommations supplémentaires de gaz en nature. En effet, en deçà d'un débit d'émission minimum, et en l'absence de compresseur des gaz d'évaporation, les opérateurs de terminaux sont contraints de torcher pour partie les évaporations du GNL stocké dans les réservoirs, à défaut de pouvoir les réintégrer dans les émissions de gaz vers le réseau de transport.
Dans ce cas, les quantités complémentaires de gaz torchées sont allouées à l'ensemble des utilisateurs du terminal concerné, en proportion de la différence, pour chacun d'entre eux, entre un seuil de 50 % des quantités programmées au déchargement lors du programme annuel notifié en décembre et les quantités nettes effectivement déchargées, c'est-à-dire en déduisant les quantités rechargées, sur la période considérée.
Au terminal de Montoir, un compresseur est disponible depuis avril 2017, afin de comprimer les gaz d'évaporation pour les émettre vers le réseau de transport. Lors de l'utilisation de ce compresseur, l'émission est répartie entre les clients en fonction de leurs quantités de GNL en stock le premier jour de fonctionnement du compresseur.
5.3.2. Gestion des périodes d'arrêt des émissions
En cas d'absence durable de déchargements de GNL susceptible de porter atteinte aux conditions de maintien en froid d'un terminal, l'opérateur informe la CRE dans les meilleurs délais et lui propose les mesures envisagées après concertation avec les utilisateurs.
5.3.3. Modalités de partage de cargaison
Ce service permet à plusieurs expéditeurs de partager une opération de déchargement.
Ce service est facturé, sur la base des souscriptions des utilisateurs, selon les modalités suivantes :
- un terme fixe, facturé à chaque souscripteur, égal à TNA/N :
- avec TNA égal au Terme du nombre d'accostages en vigueur pour le terminal concerné ;
- et N égal au nombre d'utilisateurs ayant souscrit des capacités de regazéification au titre de l'opération de déchargement concernée ;
- un terme variable, facturé à chaque utilisateur, égal à TQD × Qe
- avec TQD égal au Terme de quantité déchargée en vigueur pour le terminal concerné ;
- et Qe égal à la quantité souscrite par chaque utilisateur au titre de l'opération de déchargement concernée.
La somme des quantités souscrites par l'ensemble des utilisateurs partageant la cargaison doit être égale à la quantité totale déchargée.
5.4. Grilles tarifaires des terminaux
5.4.1. Définition des termes tarifaires
Les termes tarifaires applicables pour la période ATTM6 sont les suivants :
- TNA : terme de nombre d'accostage, acquitté pour chaque déchargement souscrit, qu'il s'agisse de plusieurs déchargements souscrits sur l'année dans le cadre de souscriptions de long-terme, ou bien d'un déchargement souscrit à court terme en 1er arrivé, 1er servi ;
- TQD : terme de quantité déchargée, appliqué aux quantités souscrites destinées à être déchargées dans le terminal, exprimé en €/MWh ;
- TN : terme de gaz en nature, destiné à couvrir les consommations de gaz du terminal méthanier, en pourcentage du gaz déchargé ;
- TFR : terme fixe de rechargement, appliqué à chaque cargaison chargée sur le terminal méthanier, exprimé en € par chargement ;
- TQR : terme de quantité rechargée, appliqué aux quantités de GNL chargées, exprimé en €/MWh ;
- TB : terme bandeau optionnel, appliqué à la quantité souscrite en option bandeau, exprimé en €/MWh ;
- TQS : terme de quantité stockée optionnelle, appliqué à la quantité de stock souscrite, en €/MWh/mois.
5.4.2. Grille tarifaire de Montoir au 1er avril 2023
- Termes applicables pour les opérations de déchargement
TNA
90 000 €/accostage
TQD
Pour le service de base : 0,551 €/MWh
Pour le service spot : 0,413 €/MWh
Pour la réservation trimestrielle : 0,651 €/MWh
TN
0,5 % MWh
- Termes applicables pour les opérations de rechargement
TNA
90 000 €/accostage
TFR
60 000 € /chargement
TQR
0,343 €/MWh
- Termes applicables pour les services annexes
TB
0,07 €/MWh
TQS
1 €/MWh/mois
5.4.3. Grille tarifaire de Fos Tonkin au 1er avril 2023
- Termes applicables pour les opérations de déchargement
TNA
75 000 €/accostage
TQD
Pour le service de base : 0,818 €/MWh
Pour le service spot : 0,614 €/MWh
Pour la réservation trimestrielle : 0,918 €/MWh
TN
0,4 % MWh
- Termes applicables pour les opérations de rechargement
TNA
75 000 €/accostage
TFR
40 000 € /chargement
TQR
0,343 €/MWh
- Termes applicables pour les services annexes
TB
0,07 €/MWh
TQS
1 €/MWh/mois
5.4.4. Grille tarifaire de Fos Cavaou au 1er avril 2023
- Termes applicables pour les opérations de déchargement
TNA
100 000 €/accostage
TQD
Pour le service de base : 1,306 €/MWh
Pour le service spot : 0,980 €/MWh
Pour la réservation trimestrielle : 1,406 €/MWh
TN
0,1 % MWh
- Termes applicables pour les opérations de rechargement
TNA
100 000 €/accostage
TFR
120 000 € /chargement
TQR
0,324 €/MWh
- Termes applicables pour les services annexes
TB
0,07 €/MWh
TQS
1 € /MWh/mois
Décision de la CRE
En application des dispositions de la délibération n° 2021-01 de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) du 7 janvier 2021 portant décision sur les tarifs d'utilisation des terminaux méthaniers régulés, les tarifs ATTM6 évoluent au 1er avril 2023. La présente délibération définit les évolutions à compter du 1er avril 2023, pour une durée d'environ deux ans, des grilles tarifaires s'appliquant aux terminaux méthaniers régulés.
La présente délibération fixe les évolutions à compter du 1er avril 2023 des grilles tarifaires s'appliquant aux terminaux de Montoir-de-Bretagne, Fos Tonkin et Fos Cavaou en partie 4.3.
En application des modalités définies dans le paragraphe 2.2.3 de la délibération de la CRE du 7 janvier 2021 susvisée, les évolutions tarifaires moyennes au 1er avril 2023 sont les suivantes :
- pour le terminal de Montoir, une augmentation de 7,2 % du tarif unitaire moyen par rapport à la première période du tarif. Notamment, le terme tarifaire variable dit « de quantité déchargée » s'établit à 0,551 €/MWh déchargé ;
- pour le terminal de Fos Tonkin, une augmentation de 7,2 % du tarif unitaire moyen par rapport à la première période du tarif. Notamment, le terme tarifaire variable dit « de quantité déchargée » s'établit à 0,818 €/MWh déchargé ;
- pour le terminal de Fos Cavaou, une augmentation de 1,2 % du tarif unitaire moyen par rapport à la première période du tarif. Notamment, le terme tarifaire variable dit « de quantité déchargée » s'établit à 1,306 €/MWh déchargé.
Les trajectoires mises à jour à retenir pour 2023 et 2024 concernant certains postes partiellement au CRCP sont présentées en annexe.
Par ailleurs, la CRE :
- modifie le terme de prélèvement en nature s'appliquant aux trois terminaux (dans les parties 3.1 et 4.3) ;
- modifie la régulation incitative applicable aux charges d'énergie des terminaux ;
- prévoit la prise en compte de l'augmentation des charges nettes d'exploitation, hors énergie, induites par le taux d'utilisation très élevé des terminaux méthaniers en 2023 et en 2024.
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 Elengy, 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.