2.2. Coût du capital
 La méthode retenue pour évaluer le taux de rémunération de base des actifs est fondée sur le coût moyen pondéré du capital (CMPC), à structure financière normative. En effet, le niveau de rémunération de l'opérateur doit, d'une part, lui permettre de financer les charges d'intérêt sur sa dette et, d'autre part, lui apporter une rentabilité des fonds propres comparable à celle qu'il aurait pu obtenir, par ailleurs, pour des investissements comportant des niveaux de risque comparables.
 Ce coût des fonds propres est estimé sur la base de la méthodologie dite « du Modèle d'évaluation des actifs financiers » (MEDAF).
 La CRE se base sur le coût du capital de l'activité de transport de gaz afin d'estimer le coût du capital des terminaux méthaniers compte tenu de l'absence d'échantillon comparable pertinent pour déterminer les principaux paramètres pour l'activité d'exploitation de terminaux méthaniers.
 Pour définir le CMPC, la CRE a réexaminé les différents paramètres intervenant dans son calcul et les fourchettes de valeurs qui en résultent. Elle a également :
 ― confié une étude à un consultant extérieur sur le coût moyen pondéré du capital pour les infrastructures électriques et gazières menée durant l'été 2011 ;
 ― mené régulièrement en interne des travaux d'évaluation des paramètres du coût du capital ;
 ― auditionné les opérateurs de terminaux et leurs actionnaires qui en ont fait la demande ;
 ― pris en compte les évolutions du cadre tarifaire.
 Les estimations pour chacun de ces paramètres figurent dans le tableau ci-dessous :
Taux sans risque réel (*) 2,0 % 
Spread de la dette 0,6 % 
Prime de marché 5,0 % 
Béta des actifs 0,58 % 
Béta des fonds propres 0,96 % 
Levier (dette/dette + capitaux propres) 50 % 
Taux IS 34,43 % 
Coût de la dette (**) 2,6 % 
Coût des fonds propres (**) 10,4 % 
CMPC réel avant IS 6,50 % 
 (*) Soit une hypothèse de taux sans risque nominal de 4,0 %.
 (**) Réel avant IS.
 Une majoration spécifique de 200 points de base est appliquée à ce taux de base pour tenir compte des risques spécifiques de l'activité d'exploitation des terminaux méthaniers par rapport à une activité de réseau. En effet, les terminaux méthaniers sont des installations concentrées sur un site unique, ne sont pas en monopole et dépendent d'un nombre limité de clients. En cas de défaillance technique ou d'accident rendant tout ou partie de l'installation indisponible, ou de défaillance d'un souscripteur de capacités, il existe un risque que la perte de revenu soit importante et ne puisse pas être compensée par d'autres installations ou d'autres clients. En outre, la pérennité de l'activité de chaque site sur le très long terme, à l'issue des contrats de souscription de capacités actuellement en portefeuille, n'est pas assurée.
 Les actifs mis au rebut avant la fin de leur durée de vie économique sortent de la BAR et ne donnent lieu ni à amortissement, ni à rémunération.
2.3. Programmes d'investissements
 Le calcul de la BAR et des charges de capital pour l'ATTM4 prend en compte les prévisions d'investissements fournies par les opérateurs et révisées par la CRE.
 Les investissements réalisés en 2010, 2011 et estimés pour 2012 ainsi que les prévisions d'investissements pour la période 2013-2016 retenues pour le calcul des charges de capital sont les suivantes :
M€ COURANTS
RÉALISÉS
ESTIMÉS
PRÉVISIONS
2010
2011
2012
2013
2014
2015
2016
Montoir de Bretagne
48,2
40,4
23,7
22,1
21,1
4,3
4,3
Fos Tonkin (*)
9,7
6,0
8,5
16,1
8,8
18,4
39,5
Fos Cavaou
0,1
2,4
3,8
3,5
2,8
2,0
2,0  

 (*) La hausse des montants d'investissements prévisionnels d'investissement à partir de 2013 correspond aux projets Horizon 2020 et Horizon 2035.
 La CRE a retenu les trajectoires d'investissement présentées par Elengy pour les terminaux de Montoir et de Fos Tonkin, à l'exception des dépenses d'investissement liées au projet d'extension du terminal de Montoir-de-Bretagne, prévues en 2015 et 2016. En effet, aucune décision d'investissement n'a encore été prise concernant ce projet. La CRE a retenu l'intégralité des prévisions d'investissements de Fosmax LNG.
 La CRE rappelle que les écarts éventuels entre les prévisions d'investissements ci-dessus et les charges calculées sur la base des éléments effectivement constatés seront intégralement couverts par le mécanisme de CRCP, sous réserve des résultats d'audit éventuels et des effets des mécanismes incitatifs à la maîtrise des coûts des projets d'investissement.
2.4. Régulation incitative au développement de nouvelles capacités de regazéification
 La CRE a modifié le régime d'incitation à l'investissement dans le tarif ATTM3, de façon à mieux cibler ces incitations.
 Pour répondre au besoin de visibilité nécessaire aux prises de décisions d'investissements ou d'engagements à long terme, la CRE maintient pour l'ATTM4, les principes fixés dans l'ATTM3 :
 ― le mode de calcul du taux de rémunération est fixé pour vingt ans, sous la forme d'une formule égale au taux de base applicable aux actifs de transport de gaz naturel, pouvant évoluer sur la période en fonction des décisions tarifaires futures relatives à l'acheminement sur les réseaux de transport de gaz, auquel s'ajoute la prime de 200 points de base spécifique au GNL ;
 ― une prime supplémentaire de 200 points de base est accordée pendant dix ans.
 Ces principes s'appliquent aux extensions des terminaux méthaniers existants et aux nouveaux terminaux régulés, qui seront décidés après l'entrée en vigueur de ces tarifs, sous réserve que l'augmentation des capacités de regazéification représente au moins 20 % des capacités initiales de l'infrastructure et que les nouvelles capacités créées soient allouées selon des modalités préalablement approuvées par la CRE. Les projets consistant spécifiquement à l'augmentation des capacités de stockage des terminaux ne sont pas éligibles à cette prime supplémentaire.
 En outre, les primes d'incitation aux investissements en vigueur dans les précédents tarifs continuent à s'appliquer dans le tarif ATTM4. A savoir, la prime de 125 points de base sur tous les investissements mis en service entre 2004 et 2008 et pour tous les investissements décidés entre le 1er janvier 2004 et avant le 31 décembre 2008.
2.5. Rémunération du coût financier des investissements avant leur mise en service
 La CRE maintient la rémunération du montant lié aux immobilisations en cours.
 La date conventionnelle de dépense des investissements annuels pour le calcul de cette rémunération est fixée au 1er juillet. La rémunération des immobilisations en cours est déterminée sur la base de la méthodologie retenue généralement pour les intérêts intercalaires, avec la prise en compte d'un taux d'intérêt comparable au coût de la dette, soit 4,6 % nominal avant impôt auquel s'ajoute la prime spécifique à l'activité d'exploitation des terminaux méthaniers de 200 points de base. Cette rémunération est couverte par le tarif et fait partie des charges de capital incluses dans le CRCP.
2.6. Echanges de frigories avec Air Liquide
 Dans le cadre d'un accord conclu entre Air Liquide et Elengy, les deux sociétés échangent des fluides et de l'énergie sur leurs sites de Fos Tonkin depuis 1970. En 2009, Elengy et Air Liquide ont décidé de prolonger leur partenariat et ont, à ce titre, conclu un nouveau contrat pour une durée de quinze ans. A ce titre, Elengy a investi en 2009 dans un nouvel échangeur thermique.
 Cet actif spécifique n'est pas nécessaire à la fonction de regazéification du GNL, mais permet des synergies pour ces deux sociétés sur les plans économique et environnemental. En effet, la valorisation des frigories permet, d'une part, de limiter les rejets dans l'environnement et d'autre part, de réduire les coûts de fourniture d'électricité.
 La réduction des capacités de stockage utilisables sur le terminal de Fos Tonkin va limiter l'utilisation de ce service et ainsi réduire les recettes liées au contrat avec Air Liquide.
 Dans ce contexte, la CRE retient le traitement tarifaire suivant pour cet investissement :
 ― l'échangeur thermique dédié à la fourniture de cette prestation est amorti en cohérence avec la durée du contrat conclu entre Elengy et Air Liquide ;
 ― cet actif est intégré dans la BAR et rémunéré conformément au cadre tarifaire en vigueur ;
 ― les charges opérationnelles de gestion de l'échangeur sont prises en compte par le tarif ;
 ― 100 % des recettes perçues par Elengy au titre du contrat conclu avec Air Liquide sont déduites des charges d'exploitation à couvrir par le tarif.
3. Charges totales à couvrir
3.1. Charges nettes d'exploitation
 Les charges nettes d'exploitation à couvrir par le tarif ATTM4 sont obtenues en déduisant les prévisions de recettes accessoires perçues indépendamment du tarif d'utilisation des terminaux méthaniers et les prévisions de production stockée et immobilisée des charges brutes d'exploitation des opérateurs.
3.1.1. Elengy : terminal de Montoir
 Le tarif défini au 1er avril 2013 pour le terminal de Montoir prend en compte la moyenne des charges retenues ci-dessous pour les années 2013 à 2016.
M€ COURANTS
PRÉVISIONNEL
MOYENNE
Période tarifaire
2013
2014
2015
2016
2013-2016
Charges d'exploitation brutes
58,25
59,65
59,16
59,84
59,23
Recettes accessoires
― 4,22
― 3,44
― 3,24
― 3,08
3,50
   Total charges nettes d'exploitation
54,02
56,21
55,92
56,76
55,73   
3.1.2. Elengy : terminal de Fos Tonkin
 Le tarif défini au 1er avril 2013 pour le terminal de Fos Tonkin prend en compte la moyenne des charges retenues ci-dessous pour les années 2013 et 2014. Le niveau de ce tarif sera mis à jour au 1er avril 2015, en tenant notamment compte de la décision d'Elengy relative à une prolongation éventuelle de l'activité de ce terminal au-delà de 2020.
M€ COURANTS
PRÉVISIONNEL
MOYENNE
Période tarifaire
2013
2014
2013-2014
Charges d'exploitation brutes
33,67
34,27
33,97
Recettes accessoires
― 4,33
― 4,27
― 4,30
   Total charges nettes d'exploitation 
29,34
30,00
29,67   
3.1.3. Fosmax LNG : terminal de Fos Cavaou
 Le tarif défini au 1er avril 2013 pour le terminal de Fos Cavaou prend en compte la moyenne des charges retenues ci-dessous pour les années 2013 à 2016.
M€ COURANTS
PRÉVISIONNEL
MOYENNE
Période tarifaire
2013
2014
2015
2016
2013-2016
Charges d'exploitation brutes
50,56
51,09
51,36
51,76
51,19
Recettes accessoires
― 3,69
― 3,75
― 3,88
― 2,81
― 3,53
   Total charges nettes d'exploitation
46,87
47,34
47,48
48,96
47,66   
3.2. Charges de capital normatives
3.2.1. Elengy : Montoir
 Les montants prévisionnels de la BAR du terminal de Montoir sont les suivants :
M€ COURANTS
2013
2014
2015
2016
BAR au 1/1/n
314,73
326,64
335,31
319,67
Mises en service (*)
30,27
27,77
4,27
4,27
Amortissement
― 24,05
― 24,95
― 25,49
― 26,06
Réévaluation
5,68
5,85
5,58
5,29
BAR au 31/12/n
320,95
329,46
314,09
297,88  

 (*) Investissements entrant dans la BAR.
 Les montants prévisionnels des charges de capital normatives sont les suivants :
M€ COURANTS
2013
2014
2015
2016
Rémunération de la BAR
29,48
30,34
30,07
28,71
Rémunération des immobilisations en cours
 1,59
 1,10
 0,88
 0,88
Amortissement
24,05
24,95
25,49
26,06
   Total
55,13
56,39
56,44
55,65
 Le tarif défini au 1er avril 2013 pour le terminal de Montoir prend en compte la moyenne des charges de capital pour les années 2013 à 2016.
3.2.2. Elengy : Fos Tonkin
 Les montants prévisionnels de la BAR du terminal de Fos Tonkin sont les suivants :
M€ COURANTS
2013
2014
BAR au 1/1/n
122,05
118,94
Mises en service (*)
14,63
9,23
Amortissement
― 19,81
― 21,17
Réévaluation
2,06
1,89
BAR au 31/12/n
116,87
106,99  

 (*) Investissements entrant dans la BAR.
 Les montants prévisionnels des charges de capital normatives sont les suivants :
M€ COURANTS
2013
2014
Rémunération de la BAR
11,32
10,73
Rémunération des immobilisations en cours
 0,89
 0,93
Amortissement
19,81
21,17
   Total
32,02
32,84
 Le tarif défini au 1er avril 2013 pour le terminal de Fos Tonkin prend en compte la moyenne des charges de capital pour les années 2013 et 2014.
3.2.3. Fosmax LNG : Fos Cavaou
 Les montants prévisionnels de la BAR du terminal de Fos Cavaou sont les suivants :
M€ COURANTS
2013
2014
2015
2016
BAR au 1/1/n
810,39
800,18
789,51
776,30
Mises en service (*)
3,30
3,70
2,00
2,00
Amortissement
― 27,65
― 28,33
― 28,93
― 29,51
Réévaluation
14,14
13,96
13,72
13,48
BAR au 31/12/n
786,04
775,55
762,58
748,80  

 (*) Investissements entrant dans la BAR.
 Les montants prévisionnels des charges de capital normatives sont les suivants :
M€ COURANTS
2013
2014
2015
2016
Rémunération de la BAR
79,13
78,13
76,97
75,66
Rémunération des immobilisations en cours
0,06
0,04
0,01
0,01
Amortissement
27,65
28,33
28,93
29,51
   Total
106,84
106,49
105,91
105,18  
 Le tarif défini au 1er avril 2013 pour le terminal de Fos Cavaou prend en compte la moyenne des charges de capital pour les années 2013 à 2016.
3.3. Prise en compte des soldes des CRCP du tarif ATTM3
 Le solde du CRCP pour la période ATTM3 sera apuré sur la période ATTM4 en quatre annuités constantes. Les montants pris en compte dans le CRCP sont actualisés au taux d'intérêt égal au taux sans risque retenu dans la présente décision tarifaire, soit 4,0 % nominal avant impôt.
3.3.1. Elengy : Montoir de Bretagne
 Le solde total estimé du CRCP au 31 décembre 2012, s'élève à ― 15,92 M€ pour le terminal de Montoir de Bretagne et se décompose de la manière suivante :
SOLDE DU CRCP (M€)
ATTM3
Charges de capital normatives
3,53
Charges d'énergie
― 6,39
Recettes liées au service de chargement
― 0,20
Recettes liées aux souscriptions
― 12,86
   Total
― 15,92  
 La principale contribution au CRCP pour la période ATTM3 est le poste portant sur les recettes liées aux souscriptions.
 Le solde du CRCP, soit 15,92 M€, sera apuré en quatre annuités constantes de 4,30 M€, qui seront déduites du total des charges à recouvrer par le prochain tarif.
3.3.2. Elengy : Fos Tonkin
 Le solde total estimé du CRCP au 31 décembre 2012, s'élève à ― 19,15 M€ pour le terminal de Fos Tonkin et se décompose de la manière suivante :
SOLDE DU CRCP (M€)
ATTM3
Charges de capital normatives
― 0,30
Charges d'énergie
― 0,43
Recettes liées aux souscriptions
― 18,41
   Total
― 19,15  
 La contribution principale au CRCP pour la période ATTM3 est le poste portant sur les recettes liées aux souscriptions. A la suite du retard dans la mise en service du terminal de Fos Cavaou, le terminal de Fos Tonkin a reçu des cargaisons supplémentaires au 1er trimestre 2010.
 Le solde du CRCP, soit 19,15 M€, sera apuré en quatre annuités constantes de 5,17 M€, qui seront déduites du total des charges à recouvrer par le prochain tarif.
3.3.3. Fosmax LNG : Fos Cavaou
 Le solde total estimé du CRCP au 31 décembre 2012, s'élève à + 14,86 M€ pour le terminal de Fos Cavaou et se décompose de la manière suivante :
SOLDE DU CRCP (M€)
ATTM3
Charges de capital normatives
 3,30
Charges d'énergie
 0,92
Recettes liées aux souscriptions
10,63
   Total
14,86
 La contribution principale au CRCP pour la période ATTM3 est le poste portant sur les recettes liées aux souscriptions. A la suite du retard dans la mise en service du terminal, les souscriptions réelles ont été inférieures aux souscriptions retenues dans le tarif, en raison de la restitution par les expéditeurs des capacités commercialisées de court terme.
 Le solde du CRCP, soit 14,86 M€, sera apuré en quatre annuités constantes de 4,01 M€, qui viendront en augmentation du total des charges à recouvrer par le prochain tarif.
3.4. Revenu autorisé
 Le niveau total de charges à couvrir par le tarif pour chaque terminal est le suivant :
3.4.1. Elengy : Montoir
M€ COURANTS
PRÉVISIONNEL
MOYENNE
Période tarifaire
2013
2014
2015
2016
2013-2016
Charges de capital normatives
55,13
56,39
56,44
55,65
55,90
Charges nettes d'exploitation (*)
54,02
56,21
55,92
56,76
55,73
Apurement CRCP
― 4,30
― 4,30
― 4,30
― 4,30
― 4,30
 Revenu autorisé
104,85
108,30
108,06
108,11
107,33  

 (*) Hors variation significative du prix de l'énergie, des souscriptions et clause de rendez-vous.
3.4.2. Elengy : Fos Tonkin
M€ COURANTS
PRÉVISIONNEL
MOYENNE
Période tarifaire
2013
2014
2013-14
Charges de capital normatives
32,02
32,84
32,43
Charges nettes d'exploitation
29,34
30,00
29,67
Apurement CRCP
― 5,17
― 5,17
― 5,17
 Revenu autorisé
56,19
57,67
56,93
3.4.3. Fosmax LNG : Fos Cavaou
M€ COURANTS
PRÉVISIONNEL
MOYENNE
Période tarifaire
2013
2014
2015
2016
2013-2016
Charges de capital normatives
106,84
106,49
105,91
105,18
106,11
Charges nettes d'exploitation (*)
46,87
47,34
47,48
48,96
47,66
Apurement CRCP
+ 4,01
+ 4,01
+ 4,01
+ 4,01
4,01
 Revenu autorisé
157,72
157,85
157,40
158,15
157,78

 (*) Hors variation significative du prix de l'énergie, des souscriptions et clause de rendez-vous.
III. - Hypothèses de souscriptions des capacités de regazéification
 Les souscriptions retenues ci-dessous pour définir les termes tarifaires intègrent une obligation de ship or pay de 100 %, pour les trois terminaux.
1. Terminaux de Fos Tonkin et de Montoir
 Les prévisions de souscriptions retenues pour les terminaux de Fos Tonkin et de Montoir correspondent aux souscriptions effectives. Ces souscriptions tiennent compte de :
 ― la réduction des capacités de regazéification du terminal de Fos Tonkin à partir de fin 2014 liée aux travaux de démantèlement d'un réservoir ;
 ― la réduction des souscriptions sur le terminal de Montoir à partir de 2015 consécutive à la non-souscription partielle des capacités restituées par GDF Suez, dans le cadre de ses engagements vis-à-vis de la Commission européenne (3).
MONTOIR DE BRETAGNE
ATTM4
2013
2014
2015
2016
Souscriptions retenues (TWh/an)
123,0
123,0
106,9
106,9
Nombre de bateaux
143
143
126
126
Capacités disponibles (%)
0 %
0 %
13,1 %
13,1 %
FOS TONKIN
ATTM4
2013
2014
Souscriptions retenues (TWh/an)
48,0
44,8
Nombre de bateaux
119
107
Capacités disponibles (%)
15,8 %
13 %
 (3) Procédure DG COMP/B-1/39.116.
 2. Terminal de Fos Cavaou
 Le niveau de souscription retenu pour définir le tarif du terminal de Fos Cavaou est égal à la capacité souscrite sur le terminal, soit 90 % des capacités commercialisables du terminal.
 Par ailleurs, les travaux envisagés en 2014 pour la mise en place du service de chargement de bateaux à haut débit conduiront à l'indisponibilité du terminal pendant deux semaines, en complément de la semaine de maintenance annuelle. Cette indisponibilité ponctuelle est prise en compte par une diminution équivalente sur l'ensemble de la période des hypothèses de souscription retenues pour l'ATTM4.
FOS CAVAOU
ATTM4
2013
2014
2015
2016
Capacités souscrites (TWh/an)
87,24
83,90
87,24
87,24
Souscriptions retenues (TWh/an)
86,41
86,41
86,41
86,41
Nombre de bateaux
85
82
85
85
Capacités disponibles (%)
10 %
10 %
10 %
10 %
IV. - Structure des tarifs d'utilisation des terminaux méthaniers
1. Evolutions des termes tarifaires
 Révision des niveaux de prélèvement de gaz en nature.
 Dans le cadre du tarif ATTM3, un Terme de gaz en nature (TN), destiné à couvrir les consommations de gaz naturel du terminal méthanier, s'applique aux utilisateurs du terminal. Les niveaux de prélèvement ont été fixés à 0,5 % des quantités annuelles déchargées pour les terminaux de Montoir et de Fos Cavaou et à 0,3 % pour le terminal de Fos Tonkin. Compte tenu des retours d'expérience sur les niveaux effectifs de gaz en nature utilisés, la CRE décide pour le tarif ATTM4, de fixer à 0,2 % les niveaux retenus pour les terminaux de Fos Tonkin et Fos Cavaou.
 Gestion des périodes à faible nombre de déchargements.
 Lorsque les déchargements de GNL sont peu nombreux, 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, 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.
 En conséquence, les quantités complémentaires de gaz prélevées 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 % de la Quantité déchargée contractuelle (QDC) et de la quantité effectivement déchargée sur la période considérée.
 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.
 Autres évolutions des termes tarifaires.
 Les autres évolutions prennent en compte les réponses à la consultation publique menée par la CRE et concernent les trois terminaux. D'une part, le terme de nombre de déchargements (renommé « Terme de nombre d'accostages ») est revu à la hausse afin de mieux refléter les coûts relatifs aux appontements. D'autre part, le terme d'utilisation des capacités de regazéification est réduit significativement afin de renforcer l'attractivité des terminaux méthaniers pour les souscripteurs de taille intermédiaire.
2. Evolutions des services de regazéification
 Dans le cadre du tarif ATTM3, deux services différents existent (dont un avec deux prix distincts), en fonction du profil de l'utilisateur :
 ― service d'émission continue (ci-après « service continu ») : destiné aux utilisateurs qui programment, en moyenne sur l'année, plus d'un bateau par mois. Dans le cadre de ce service, l'émission quotidienne est fixée par l'opérateur du terminal de façon à être la plus régulière possible, en fonction du programme d'émission global du terminal ;
 ― service d'émission en bandeau de trente jours :
  ― service « bandeau » : destiné aux utilisateurs qui programment, en moyenne sur l'année, moins d'un bateau par mois. Dans le cadre de ce service, l'émission d'une cargaison est assurée en émission constante de trente jours ;
  ― service « spot » : réservé aux déchargements souscrits, pour un mois m donné, après le vingtième jour du mois m ― 1. Dans le cadre de ce service, l'émission d'une cargaison est assurée sur un bandeau constant de trente jours.
2.1. Evolution du service « continu »
 Pour favoriser l'accès au service « continu », la présente décision tarifaire introduit, pour les trois terminaux méthaniers, la possibilité de souscrire ce service dès le premier déchargement.
2.2. Evolution du service « bandeau »
 Le service « bandeau » est destiné aux expéditeurs qui programment, en moyenne sur l'année, moins d'un bateau par mois. Un nouveau critère conditionne l'accès à ce service : l'expéditeur concerné doit souscrire une capacité annuelle totale inférieure à 12 TWh au titre de ce service.
 Afin de faciliter la gestion opérationnelle des terminaux de Montoir et Fos Tonkin et d'améliorer la prévisibilité de leurs émissions, la somme des capacités de regazéification souscrites, pour chaque mois, par l'ensemble des utilisateurs en service « bandeau » ne pourra pas être supérieure au tiers de la capacité totale mensuelle du terminal.
 En outre, si une demande de reprogrammation intra-mensuelle d'un utilisateur en service « bandeau » engendre une variation supérieure à 10 %, de l'émission notifiée aux utilisateurs du service « continu » l'émission du demandeur est modifiée en priorité et sa cargaison peut ne plus être émise sous forme d'un bandeau constant pour la partie émise au cours du mois considéré. La reprogrammation est acceptée sous réserve de la validation par l'opérateur de sa faisabilité et de l'acceptation par le demandeur, le cas échéant, de la modification de l'émission.
2.3. Evolution du service « spot »
 Dans le tarif ATTM4, le profil d'émission d'un utilisateur ayant souscrit le service « spot » tendra vers un bandeau de trente jours à compter de la date de fin du déchargement, à condition que les émissions prévues dans le programme mensuel notifié aux utilisateurs « continu » du terminal ne soient pas modifiées de plus de 10 % chaque jour. Au-delà de cette limite, le profil d'émission associé au service « spot » sera modifié en durée et/ou en volume, en accord avec l'expéditeur concerné.2.4. Règles relatives à la souscription de plusieurs services par un même expéditeur
 Dans le cadre de l'ATTM3, les souscriptions complémentaires d'un utilisateur en service « continu » sont systématiquement attachées à ce service. En outre, un utilisateur en service « bandeau » a la possibilité de souscrire une ou des cargaison(s) complémentaire(s) en service « spot ».
 Dans le cadre du tarif ATTM4, un expéditeur peut accéder plus librement aux trois services. Les modalités de souscription de plusieurs services par un même expéditeur et les modifications éventuelles de service pour les capacités déjà souscrites, devront être proposées par les opérateurs à la CRE pour approbation. Ces propositions devront être réalisées sur la base de travaux menés en Concertation GNL.
3. Optimisation de l'utilisation des capacités de regazéification
 Le tarif ATTM4 introduit les évolutions suivantes concernant les mécanismes permettant de faciliter la commercialisation des capacités et d'en optimiser l'utilisation :
3.1. Evolution de l'obligation de paiement des capacités souscrites (« ship or pay »)
 De façon à inciter les utilisateurs à souscrire les capacités correspondant à leurs besoins, ce taux est dorénavant fixé à 100 % pour les trois terminaux.
3.2. Evolution des dispositions relatives au non-respect du programme de déchargements
 L'ATTM4 introduit une progressivité de la pénalité pour non-respect du programme de déchargement en fonction du préavis de modification. Cette pénalité n'est facturée que si le préavis est inférieur à douze jours. Les recettes liées à cette pénalité sont reversées aux clients impactés, à proportion de la somme des émissions allouées sur le mois considéré.
3.3. Evolution des services d'anticipation et de report de l'émission
 Le tarif de ces services évolue. Il devient proportionnel à la quantité de gaz dont l'émission est décalée et non plus au nombre de jours de décalage.
 50 % des recettes générées par ce service seront redistribuées aux expéditeurs « continu », au prorata des quantités déchargées sur le terminal, dès le mois suivant.
4. Evolution des services complémentaires
4.1. Service de flexibilité intra-journalière
 La délibération de la CRE du 25 novembre 2010, approuvée par l'arrêté des ministres en date du 3 mars 2011, a introduit, pour le terminal de Fos Tonkin, un service de flexibilité intra-journalière offert par Elengy à GRTgaz. La CRE a pris en compte les surcoûts d'investissement d'Elengy liés à de nouvelles normes sismiques, ce qui conduit à une faible augmentation du terme fixe facturé à GRTgaz.
 La délibération de la CRE du 28 février 2012 a introduit un service de flexibilité intra-journalière offert par Fosmax LNG à GRTgaz. Ce service est reconduit en l'état dans l'ATTM4.
4.2. Service de chargement de navires
 Elengy et Fosmax LNG proposent depuis 2012, à titre expérimental, un service de chargement de navires sur les terminaux de Montoir et de Fos Cavaou.
 Pour le tarif ATTM4, la CRE introduit ce service de rechargement de cargaisons pour les trois terminaux régulés. Elle s'est assurée que les charges liées à ce service sont neutralisées par des recettes équivalentes. Afin de répartir équitablement les recettes associées entre l'opérateur et les utilisateurs du terminal, les revenus complémentaires éventuels liés à ce service seront pris en compte à hauteur de 50 % au CRCP.
4.3. Service de chargement de camions
 Les opérateurs envisagent de proposer un service de chargement de camions. Ce service vise notamment à permettre l'acheminement de citernes portées de GNL par voie terrestre.
 Compte tenu du caractère marginal de cette activité, qui est indépendante de l'activité de regazéification, les opérateurs pourront fixer eux-mêmes le prix de fourniture de ce service à condition de tenir des comptabilités dissociées pour cette activité. La CRE vérifiera la stricte neutralité de ce service pour l'activité de regazéification. Elle procédera à un bilan de ce service et pourra modifier les conditions tarifaires s'y appliquant si elle le juge nécessaire.
4.4. Service de partage de cargaison au déchargement
 Elengy et Fosmax LNG envisagent de mettre en place des règles permettant de partager une cargaison entre plusieurs expéditeurs n'ayant pas de relations contractuelles entre eux. Une telle évolution est de nature à renforcer l'attractivité de l'offre des opérateurs de terminaux méthaniers auprès, notamment, de nouveaux utilisateurs.
 Le tarif associé à cette livraison sera appliqué à chacun des expéditeurs concernés sur la base d'un déchargement de navire, et d'une taille de cargaison à proportion de la quantité de GNL attribuée à chacun.
TARIFS D'UTILISATION DES TERMINAUX RÉGULÉS
DE GAZ NATUREL LIQUÉFIÉ
I. - Dispositions applicables aux trois terminaux
1. Services de base offerts
 La souscription de capacités de regazéification entraîne le droit et l'obligation de détenir les capacités d'entrée correspondantes sur le réseau de transport adjacent.
 Service d'émission continue : ce service est accessible à l'ensemble des utilisateurs. Dans le cadre de ce service, l'opérateur assure une émission continue sur la période contractuelle et aussi régulière que possible pour l'utilisateur, en fonction du programme global de déchargement du terminal. Lorsque plusieurs utilisateurs souscrivent le service « continu », les règles de partage des émissions entre les utilisateurs concernés sont définies par l'opérateur et approuvées par la CRE.
 Service d'émission en bandeau :
 ― service « bandeau » : ce service est destiné aux expéditeurs déchargeant au plus une cargaison par mois sur un terminal en moyenne sur l'année, pour une quantité annuelle totale inférieure à 12 TWh. Dans le cadre de ce service, chaque cargaison est émise sous forme d'un bandeau constant, d'une durée standard de trente jours à compter de la date de fin de déchargement ;
 ― service « spot » : ce service est destiné aux déchargements de cargaisons sur un mois m donné, souscrits après le vingtième jour du mois m ― 1. La souscription s'effectue sur la base des créneaux vacants dans le programme mensuel à la date de la souscription. L'émission pour le service spot tendra vers un bandeau constant d'une durée standard de 30 jours à compter de la date de fin du déchargement.
 Les modalités de souscription de plusieurs services par un même expéditeur et les modifications éventuelles de service pour les capacités déjà souscrites, devront être proposées par les opérateurs à la CRE pour approbation. Ces propositions devront être réalisées sur la base de travaux menés en Concertation GNL.
2. Termes tarifaires
 TNA terme de nombre d'accostages, appliqué à chaque cargaison chargée ou déchargée sur le terminal méthanier, exprimé en € par accostage.
 TQD terme de quantité déchargée, appliqué aux quantités de GNL déchargées, exprimées en €/MWh.
 TUCR terme d'utilisation des capacités de regazéification, appliqué à la durée de l'intervalle moyen entre deux arrivées de navires (durée limitée à un mois), exprimé en €/MWh.
 TR terme de régularité, appliqué à l'écart, en valeur absolue, entre les quantités de GNL déchargées en hiver et les quantités de GNL déchargées en été, exprimé en €/MWh.
 TN terme de gaz en nature, destiné à couvrir les consommations de gaz du terminal méthanier.
 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, exprimées en €/MWh.
3. Modalités détaillées de prélèvement de gaz en nature
 En base, les prélèvements de gaz en nature sont effectués par chaque opérateur de 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).
 Au-delà de ces dispositions standards, 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, ce dernier pourra être amené à prendre les dispositions suivantes :
 ― les quantités de gaz prélevées pourront être augmentées au-delà du terme TN fixé dans la présente décision tarifaire. L'opérateur devra informer la CRE et les utilisateurs de son terminal en amont de cette augmentation ;
 ― les quantités complémentaires de gaz prélevées seront allouées à l'ensemble des utilisateurs du terminal concerné, en proportion de la différence, pour chacun d'entre eux, entre 50 % de la Quantité déchargée contractuelle (QDC) et la quantité effectivement déchargée sur la période considérée.
 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.
II. - Tarif d'utilisation du terminal de Montoir de Bretagne opéré par Elengy
1. Trajectoire de revenu autorisé
 La trajectoire de revenu autorisé d'Elengy pour le terminal de Montoir est la suivante :
M€ COURANTS
PRÉVISIONNEL
MOYENNE
Période tarifaire
2013
2014
2015
2016
2013-2016
Charges de capital normatives
55,13
56,39
56,44
55,65
55,90
Charges nettes d'exploitation(*)
54,02
56,21
55,92
56,76
55,73
Apurement CRCP
― 4,30
― 4,30
― 4,30
― 4,30
― 4,30
Revenu autorisé (*)
104,85
108,30
108,06
108,11
107,33

 (*) Hors variation significative du prix de l'énergie, des souscriptions et clause de rendez-vous.
2. Prise en compte du solde du CRCP
 A mi-période tarifaire, le solde du CRCP constitué des écarts constatés pour les postes figurant dans le tableau ci-dessous est calculé par la CRE. Ce solde sera apuré en quatre annuités constantes.
M€ COURANTS
MONTOIR-DE-BRETAGNE
2013
2014
2015
2016
Revenus liés aux souscriptions, couverts à 75 % (*)
104,85
108,30
108,06
108,11
Charges de capital, couvertes à 100 %
55,13
56,39
56,44
55,65
Charges et produits d'énergie, couverts à 90 % (*)
3,3
3,5
3,1
3,4
Revenus liés au service de rechargement de bateau, couverts à 50 %
0
0
0
0
Revenus liés au point d'échange GNL, couverts à 50 %
0
0
0
0

 (*) Les montants de référence pour le calcul du solde du CRCP pour les années 2015 et 2016 seront mis à jour au 1er avril 2015 en cas de variation significative.
 Un taux d'intérêt équivalent au taux sans risque, soit 4 %, s'applique annuellement au solde global du CRCP.
3. Grille tarifaire
 La grille tarifaire ci-dessous s'applique à compter du 1er avril 2013 pour une durée d'environ quatre ans. Elle est définie en fonction de la moyenne des charges (voir tableau ci-dessus) et des hypothèses de souscriptions de capacités moyennes retenues par la CRE pour la période ATTM4.
 Le tarif d'utilisation du terminal de Montoir est défini dans le tableau suivant :
TNA
50 000 € x (T + Tc)
TQD
Pour le service « continu » : 0,870 € x Q
Pour le service « bandeau » : 0,870 € x Q
Pour le service « spot » : 0,653 € x Q
TUCR
0,120 € x Q x N
TR
Pour le service « continu » : 0,210 € x [Qh ― Qe]
Pour le service « bandeau » : 0,040 € x [Qh ― Qe]
TN
0,50 % x Q
(modalités détaillées de prélèvement de gaz en nature décrites ci-après)
TFR
240 000 € / chargement
TQR
0,160 € x Qc
 T = nombre de cargaisons déchargées par an.
 Tc = nombre de cargaisons chargées par an.
 Q = quantité de GNL déchargée par an, exprimée en MWh.
 Qc = quantité de GNL chargée par an, exprimée en MWh.
 Qe = quantité nette de GNL déchargée pendant la période estivale (1er avril-30 septembre) exprimée en MWh.
 Qh = quantité nette de GNL déchargée pendant la période hivernale (1er octobre-31 mars), exprimée en MWh.
 N = durée moyenne entre deux arrivées de navires, exprimée en fraction de mois : N = min (12/T, 1).
 Pour un mois donné, la somme des quantités déchargées contractuelles (QDC) par l'ensemble des expéditeurs en service « bandeau » ne peut être supérieure au tiers de la capacité totale mensuelle d'émission du terminal.
4. Mise à jour de la grille tarifaire du terminal
de Montoir-de-Bretagne au 1er avril 2015
 Le tarif de Montoir-de-Bretagne sera mis à jour au 1er avril 2015 pour prendre en compte :
 ― les écarts résultant des effets éventuels de modification des prévisions de souscriptions de capacités de regazéification pour les années 2015 et 2016 sur le tarif moyen prévu ;
 ― les écarts éventuels entre les prévisions de charges d'énergie retenues initialement par la CRE (cf. tableau figurant au point 2 ci-dessus) et la révision de ces prévisions pour les années 2015 et 2016 ;
 ― l'apurement des deux premières annuités du solde du CRCP relatif à la période 2013-2014 ;
 ― les montants éventuels que la CRE pourrait retenir pour 2015 et 2016 au titre de la clause de rendez-vous ;
 ― les écarts résultant des effets éventuels de modification des prévisions de revenus autorisés pour les années 2015 et 2016 sur le tarif moyen prévu ;
 ― la mise à jour de la structure tarifaire et des services pour notamment prendre en compte les propositions d'évolution issues de la Concertation GNL.
III. - Tarif d'utilisation du terminal de Fos Tonkin opéré par Elengy
1. Trajectoire de revenu autorisé
 La trajectoire de revenu autorisé d'Elengy pour le terminal de Fos Tonkin est la suivante :
M€ COURANTS
PRÉVISIONNEL
MOYENNE
Période tarifaire
2013
2014
2013-14
Charges de capital normatives
32,02
32,84
32,43
Charges nettes d'exploitation
29,34
30,00
29,67
Apurement CRCP
― 5,17
― 5,17
― 5,17
Revenu autorisé
56,19
57,67
56,93
 2. Prise en compte du solde du CRCP
 A mi-période tarifaire, le solde du CRCP constitué des écarts constatés pour les postes figurant dans le tableau ci-dessous est calculé par la CRE. Ce solde sera apuré en quatre annuités constantes.
M€ COURANTS
FOS TONKIN
2013
2014
Revenus liés aux souscriptions, couverts à 75 %
56,19
57,67
Charges de capital, couvertes à 100 %
32,02
32,84
Charges et produits d'énergie, couverts à 90 %
2,1
2,2
Revenus liés au service de rechargement de bateau, couverts à 50 %
0
0
Revenus liés au point d'échange GNL, couverts à 50 %
0
0
 Un taux d'intérêt équivalent au taux sans risque, soit 4 %, s'applique annuellement au solde global du CRCP.
3. Grille tarifaire
 La grille tarifaire ci-dessous s'applique à compter du 1er avril 2013 pour une durée d'environ deux ans. Elle est définie en fonction des charges moyennes (voir tableau ci-dessus) et des hypothèses de souscriptions de capacités moyennes retenues par la CRE pour les années 2013 et 2014.
 Le tarif d'utilisation du terminal de Fos Tonkin est défini dans le tableau suivant :
TNA
45 000 € x (T + Tc)
TQD
Pour le service « continu » : 1,127 € x Q
Pour le service « bandeau » : 1,127 € x Q
Pour le service « spot » : 0,845 € x Q
TUCR
0,120 € x Q x N
TR
Pour le service « continu » : 0,210 € x [Qh ― Qe]
Pour le service « bandeau » : 0,040 € x [Qh ― Qe]
TN
0,20 % x Q
(modalités détaillées de prélèvement de gaz en nature décrites ci-après)
TFR
180 000 € / chargement
TQR
0,160 € x Qc
 T = nombre de cargaisons déchargées par an.
 Tc = nombre de cargaisons chargées par an.
 Q = quantité de GNL déchargée par an, exprimée en MWh.
 Qc = quantité de GNL chargée par an, exprimée en MWh.
 Qe = quantité nette de GNL déchargée pendant la période estivale (1er avril-30 septembre) exprimée en MWh.
 Qh = quantité nette de GNL déchargée pendant la période hivernale (1er octobre-31 mars), exprimée en MWh.
 N = durée moyenne entre deux arrivées de navires, exprimée en fraction de mois : N = min (12/T, 1).
 Pour un mois donné, la somme des quantités déchargées contractuelles (QDC) par l'ensemble des expéditeurs en service « bandeau » ne peut être supérieure au tiers de la capacité totale mensuelle d'émission du terminal.
4. Mise à jour de la grille tarifaire du terminal
de Fos Tonkin au 1er avril 2015
 La grille tarifaire de Fos Tonkin sera mise à jour au 1er avril 2015 en fonction des nouvelles hypothèses de charges d'exploitation et de capital ainsi que de nouvelles hypothèses de souscriptions de capacités qui seront fixées par la CRE pour prendre en compte la décision d'Elengy relative à la pérennisation du terminal de Fos Tonkin au-delà de 2020.
 Pour cette mise à jour, la CRE prendra également en compte l'apurement des deux premières annuités du solde du CRCP relatif à la période 2013-2014 ainsi que la mise à jour de la structure tarifaire et des services pour notamment tenir compte des propositions d'évolution issues de la Concertation GNL.
IV. - Tarif d'utilisation du terminal de Fos Cavaou opéré par Fosmax LNG
1. Trajectoire de revenu autorisé
 La trajectoire de revenu autorisé de Fosmax LNG est la suivante :
M€ COURANTS
PRÉVISIONNEL
MOYENNE
Période tarifaire
2013
2014
2015
2016
2013-2016
Charges de capital normatives
106,84
106,49
105,91
105,18
106,11
Charges nettes d'exploitation (*) 
46,87
47,34
47,48
48,96
47,66
Apurement CRCP
+4,01
+4,01
4,01
4,01
4,01
Revenu autorisé (*)
157,72
157,85
157,40
158,15
157,78

 (*)Hors variation significative du prix de l'énergie, des souscriptions et clause de rendez-vous.
2. Prise en compte du solde du CRCP
 A mi-période tarifaire, le solde du CRCP constitué des écarts constatés pour les postes figurant dans le tableau ci-dessous est calculé par la CRE. Ce solde sera apuré en quatre annuités constantes.
M€ COURANTS
FOS CAVAOU
2013
2014
2015
2016
Revenus liés aux souscriptions, couverts à 75 % (*)
157,72
157,85
157,40
158,15
Charges de capital, couvertes à 100 %
106,84
106,49
105,91
105,18
Charges et produits d'énergie, couverts à 90 % (*)
4,2
4,3
4,4
4,5
Revenus liés au service de rechargement de bateau, couverts à 50 %
0
0,5
0,5
0,5
Revenus liés au point d'échange GNL, couverts à 50 %
0
0
0
0

 (*) Les montants de référence pour le calcul du solde du CRCP pour les années 2015 et 2016 seront mis à jour au 1er avril 2015 en cas de variation significative.
 Un taux d'intérêt équivalent au taux sans risque, soit 4 %, s'applique annuellement au solde global du CRCP.
3. Grille tarifaire
 La grille tarifaire ci-dessous s'applique à compter du 1er avril 2013 pour une durée d'environ quatre ans. Elle est définie en fonction de la moyenne des charges (voir tableau ci-dessus) et des hypothèses de souscriptions de capacités moyennes retenues par la CRE pour la période ATTM4.
 Le tarif d'utilisation du terminal de Fos Cavaou est défini dans le tableau suivant :
TNA
60 000 € x (T + Tc)
TQD
Pour le service « continu » : 1,768 € x Q
Pour le service « bandeau » : 1,768 € x Q
Pour le service « spot » : 1,326 € x Q
TUCR
0,120 € x Q x N
TR
Pour le service « continu » : 0,210 € x [Qh ― Qe]
Pour le service « bandeau » : 0,040 € x [Qh ― Qe]
TN
0,20 % x Q
(modalités détaillées de prélèvement de gaz en nature décrites ci-après)
TFR
300 000 €/chargement
TQR
0,160 € x Qc
 T = nombre de cargaisons déchargées par an.
 Tc = nombre de cargaisons chargées par an.
 Q = quantité de GNL déchargée par an, exprimée en MWh.
 Qc = quantité de GNL chargée par an, exprimée en MWh.
 Qe = quantité nette de GNL déchargée pendant la période estivale (1er avril-30 septembre) exprimée en MWh.
 Qh = quantité nette de GNL déchargée pendant la période hivernale (1er octobre-31 mars), exprimée en MWh.
 N = durée moyenne entre deux arrivées de navires, exprimée en fraction de mois : N = min (12/T, 1).
4. Mise à jour de la grille tarifaire du terminal
de Fos Cavaou au 1er avril 2015
 Le tarif de Fos Cavaou sera mis à jour au 1er avril 2015 pour prendre en compte :
 ― les écarts résultant des effets éventuels de modification des prévisions de souscriptions de capacités de regazéification pour les années 2015 et 2016 sur le tarif moyen prévu ;
 ― les écarts éventuels entre les prévisions de charges d'énergie retenues initialement par la CRE (cf. tableau figurant au point 2 ci-dessus) et la révision de ces prévisions pour les années 2015 et 2016 ;
 ― l'apurement des deux premières annuités du solde du CRCP relatif à la période 2013-2014 ;
 ― les montants éventuels que la CRE pourrait retenir pour 2015 et 2016 au titre de la clause de rendez-vous ;
 ― les écarts résultant des effets éventuels de modification des prévisions de revenus autorisés pour les années 2015 et 2016 sur le tarif moyen prévu ;
 ― la mise à jour de la structure tarifaire et des services pour notamment prendre en compte les propositions d'évolution issues de la Concertation GNL.
V. - Services complémentaires et obligations liées
à l'utilisation des terminaux régulés
1. Service d'anticipation ou de report de l'émission
 Ce service permet aux utilisateurs du service « bandeau » et du service « spot » de retarder ou d'avancer d'un jour ou de deux jours le début de l'émission, par rapport à la date d'émission initialement prévue, une fois le déchargement réalisé.
 Le souscripteur du service doit, pour un déchargement prévu le mois m, déposer sa demande auprès de l'opérateur le vingtième jour du mois m ― 1 au plus tard. Après analyse des conséquences sur les émissions des autres utilisateurs, l'opérateur communique au demandeur, au plus tard le vingt-cinquième jour du mois m ― 1, la faisabilité de ce service.
 Le tarif du service est composé :
 ― d'un terme fixe couvrant les frais de gestion de l'opérateur du terminal ;
 ― d'un terme variable proportionnel à la quantité de gaz reportée ou anticipée.
Tarif = Fg + Qr × 0,25 €/MWh
avec :
 Fg = frais fixes de gestion fixés à 10 000 € par demande de report.
 Qr = quantité de gaz reportée ou anticipée (en MWh).
 50 % des recettes générées par ce service seront redistribuées aux expéditeurs « continu », au prorata des quantités déchargées sur le terminal, dès le mois suivant.
2. 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 souscrits.
3. Traitement du non-respect de la programmation
 Tout utilisateur annulant un déchargement préalablement programmé pour le mois m se voit appliquer l'une des dispositions suivantes :
 ― une obligation de compenser soit en gaz soit financièrement le ou les expéditeur(s) dont l'émission a été réduite en conséquence ;
 ― une pénalité dont le montant dépend du préavis d'annulation. Cette pénalité, qui s'applique uniquement lorsque l'annulation a une conséquence sur les émissions des autres utilisateurs, est calculée selon la formule suivante :
P = P0 × F(n)
 Avec :
 n : nombre de jours entre la date programmée d'arrivée du navire et la date de notification de l'annulation.
 P0 = 50 % de la somme des TNA et des TQD associés au déchargement annulé.
 F(n) est égal à :
 1 si n est inférieur ou égal à 5 ;
 (12-n)/7 si n est compris entre 6 et 12 ;
 0 si n est supérieur à 12.
 Les recettes liées à cette pénalité sont reversées aux clients impactés, à proportion de la somme des émissions qui leurs sont allouées sur le mois considéré.
4. Mécanisme de « Use it or lose it »
 Les détenteurs de capacités de regazéification doivent indiquer aux opérateurs, au plus tard le vingtième jour du mois m, leur demande de programme mensuel de déchargement pour le mois m + 1 ainsi que leur programme indicatif de déchargement pour les mois m + 2 et m + 3.
 L'opérateur de terminal publie, le vingt-cinquième jour du mois m pour le mois m + 1 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 + 2 et m + 3. Il met à jour ces informations au début de la deuxième semaine du mois pour le mois en cours.
 Si le programme du mois m + 1 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 m + 1 à m + 6 ;
 ― les capacités souscrites du terminal pour les mois m + 1 à m + 6 ;
 ― le nombre prévisionnel de créneaux de déchargement disponibles pour les mois m + 1 à m + 6.
 Cette publication mensuelle sera complétée par une publication annuelle agrégée :
 ― des capacités commercialisables du terminal, a minima pour les années n + 1 à n + 20 ;
 ― des capacités disponibles du terminal, a minima pour les années n + 1 à n + 20.
 Les opérateurs de terminaux communiqueront mensuellement à la CRE un cahier de consignations traçant un bilan des annulations de déchargement, des reports et des anticipations d'émission.
5. Mécanisme de relâchement de capacités
 En complément du mécanisme « Use it or lose it » décrit ci-dessus, le tarif ATTM4 offre la possibilité aux détenteurs de capacités de regazéification de renoncer explicitement à l'utilisation de leurs capacités pour les mois m + 2 et m + 3. 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.
6. 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.
7. Point d'échange de GNL
 Il existe un point d'échange de GNL dans chaque terminal méthanier permettant aux utilisateurs d'échanger des quantités de GNL entre eux.
 Les modalités de fonctionnement des points d'échange de GNL 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 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.
 50 % des recettes générées par ce service sont reversées au CRCP.
8. Service de chargement de cargaison
 Ce service est facturé, sur la base des souscriptions des utilisateurs selon les modalités suivantes :
 ― un terme fixe d'accostage (TNA) ;
 ― un terme fixe de rechargement (TFR) ;
 ― un terme variable : Terme de quantité rechargée (TQR), fonction de la quantité contractuelle rechargée.
 L'obligation de « ship or pay » telle que définie au point 2 ci-dessus s'applique à ce service.
 50 % des recettes générées par ce service au-delà des hypothèses de souscription prises en compte pour l'établissement de la trajectoire tarifaire sont reversées au CRCP.
9. Service de partage de cargaison pour les déchargements
 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 l'utilisateur au titre de l'opération de déchargement concernée.
 L'obligation de paiement des capacités souscrites, telle que définie au point 2 de la présente décision s'applique de manière analogue en cas de souscription de capacités au titre du service de partage de cargaison. Par ailleurs, la somme des quantités souscrites par chaque utilisateur doit être égale à la quantité totale déchargée.
10. Services de flexibilité intra-journalière fournis
par les terminaux de Fos Tonkin et Fos Cavaou à GRTgaz
10.1. Terminal de Fos Tonkin
 Un service de flexibilité intra-journalière interruptible est offert par Elengy à GRTgaz.
 GRTgaz doit déclarer à Elengy un profil horaire de sollicitation de la flexibilité intra-journalière la veille pour le lendemain et, le cas échéant, un nouveau profil à l'intérieur de la journée.
 L'offre d'Elengy est disponible en dehors des situations extrêmes suivantes :
 ― débits minimaux d'émission : fonctionnement avec une seule pompe pour une émission du terminal inférieure à 80 GWh/jour ;
 ― débits maximaux d'émission du terminal : supérieurs à 250 GWh/jour (4).
 Dans ces deux cas, le service de flexibilité intra-journalière proposé par Elengy pourra être réduit, voire supprimé, par Elengy.
 Si la demande de GRTgaz est supérieure au besoin de flexibilité intra-journalière équivalent à deux centrales électriques (5), Elengy fera ses meilleurs efforts pour y répondre.
 Dans tous les cas, Elengy confirme à GRTgaz la veille pour le lendemain la disponibilité et le niveau du service de flexibilité intra-journalière à Fos.
 Le tarif du service de flexibilité est composé d'un terme fixe et de deux termes à l'usage. Les termes à l'usage sont facturés sur la base du profil convenu chaque jour entre Elengy à GRTgaz, en fonction de l'amplitude de débit horaire à la hausse et de l'amplitude de débit horaire à la baisse sollicitées.
 Les termes tarifaires sont les suivants :
Terme annuel fixe
€/an
620 000
Terme lié à la sollicitation à la hausse 
€/j/(MWh/h)
4,24
Terme lié à la sollicitation à la baisse 
€/j/(MWh/h)
0,36
 (4) Cette limitation ne prend pas en compte les limitations d'émission liées à l'indisponibilité du matériel au niveau du terminal méthanier de Fos Tonkin ou à la saturation de l'exutoire de Fos sur le réseau de GRTgaz qui peuvent induire une réduction du niveau de flexibilité intra-journalière proposé par Elengy. Elle ne prend pas non plus en compte une éventuelle optimisation de la chaîne de regazéification pouvant induire une augmentation du niveau de flexibilité intra-journalière proposé par Elengy.
 (5) Fonctionnement normatif de 16 heures par jour pendant 310 jours par an.
10.2. Terminal de Fos Cavaou
 Un service de flexibilité intra-journalière interruptible est offert par Fosmax LNG à GRTgaz.
 GRTgaz doit déclarer à Fosmax LNG un profil horaire de sollicitation de la flexibilité intra-journalière la veille pour le lendemain et, le cas échéant, un nouveau profil à l'intérieur de la journée.
 L'offre de Fosmax LNG est réputée disponible en dehors de situations de débits extrêmes (proches du minimum ou du maximum d'émission).
 Dans ces situations, le service de flexibilité intra-journalière proposé par Fosmax LNG pourra être réduit, voire rendu indisponible, par Fosmax LNG.
 Dans tous les cas, Fosmax LNG confirmera à GRTgaz la veille pour le lendemain la disponibilité et le niveau du service de flexibilité intra-journalière à Fos Cavaou.
 Le tarif du service de flexibilité est composé d'un terme fixe et de deux termes à l'usage. Les termes à l'usage sont facturés sur la base du profil convenu chaque jour entre Fosmax LNG et GRTgaz, en fonction de l'amplitude de débit horaire à la hausse et de l'amplitude de débit horaire à la baisse sollicitées.
 Les termes tarifaires sont les suivants :
Terme annuel fixe
€/an
93 000
Terme lié à la sollicitation à la hausse
€/j/(MWh/h)
4,11
Terme lié à la sollicitation à la baisse
€/j/(MWh/h)
0,67
VI. - Prestations spécifiques
 Les prestations spécifiques nécessaires à la regazéification, par exemple l'homologation des navires méthaniers aptes à décharger, sont décrites dans un catalogue de prestations publié sur le site internet de l'opérateur, qui précise le tarif applicable à chaque prestation.
 En application de l'article L. 452-3 du code de l'énergie, la présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française.
 Fait à Paris, le 13 décembre 2012.