La Délibération tarifaire prévoit que les termes du réseau principal évolueront au 1er avril de chaque année de l'inflation. La CRE retient l'IPC inscrit dans le projet de loi de finances 2019, soit + 1,6 %. En conséquence, les termes du réseau régional évolueront de + 5,1 % (à comparer à une prévision de + 5,4 % dans la délibération du 15 décembre 2016).
3. Tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga, applicable au 1er avril 2019
3.1. Règles tarifaires
3.1.1. Définitions
Point d'interconnexion des réseaux (PIR) :
Point physique ou notionnel d'interconnexion des réseaux de transport principaux de deux gestionnaires de réseau de transport (GRT).
Point d'interconnexion sur réseau régional (PIRR) :
Point physique ou notionnel d'interconnexion entre un réseau de transport régional et le réseau d'un opérateur étranger.
Point d'interface transport terminal méthanier (PITTM) :
Point physique ou notionnel d'interconnexion entre un réseau de transport et un ou plusieurs terminaux méthaniers.
Point d'interface transport stockage (PITS) :
Point physique ou notionnel d'interface entre un réseau de transport et un groupement de stockage.
Point d'interface transport production (PITP) :
Point physique ou notionnel d'interface entre un réseau de transport et une installation de production de gaz ou de biométhane.
Point d'interface transport distribution (PITD) :
Point physique ou notionnel d'interface entre un réseau de transport et un réseau de distribution publique.
TCE : terme de capacité d'entrée sur le réseau principal, applicable à la souscription de capacité journalière aux points d'entrée du réseau principal à partir d'un PIR ou d'un PITTM ;
TCES : terme de capacité d'entrée sur le réseau principal à partir des stockages, applicable à la souscription de capacité journalière d'entrée sur le réseau principal en provenance d'un PITS ;
TCST : terme de capacité de sortie aux points d'interconnexion des réseaux de transport, applicable à la souscription de capacité journalière de sortie vers un point d'interconnexion des réseaux (PIR) ;
TCS : terme de capacité de sortie du réseau principal, applicable à la souscription de capacité journalière de sortie du réseau principal, sauf vers un PITS ou un PIR ;
TCSS : terme de capacité de sortie du réseau principal vers les stockages, applicable à la souscription de capacité journalière de sortie du réseau principal vers un PITS ;
TP : terme de proximité, applicable aux quantités de gaz injectées en un point d'entrée du réseau de transport et soutirées dans une zone de sortie à proximité immédiate de ce point ;
TCR : terme de capacité de transport sur le réseau régional, applicable à la souscription de capacité journalière de transport sur le réseau régional ;
TCL : terme de capacité de livraison, applicable à la souscription de capacité journalière de livraison à un point de livraison ;
Terme stockage (TS) :
Terme tarifaire unitaire visant à recouvrir une partie des revenus des opérateurs de stockage souterrains de gaz naturel, applicable aux expéditeurs s'étant vus attribuer de la capacité ferme à un PITD et fonction de la modulation hivernale des clients raccordés à un réseau de distribution publique.
Capacité ferme :
Capacité de transport de gaz dont le GRT garantit par contrat le caractère non interruptible.
Capacité ferme climatique :
Capacité de transport de gaz dont le GRT garantit par contrat, en fonction de la consommation domestique, le caractère non interruptible. Cette définition s'applique notamment aux capacités d'injection et de soutirage aux PITS.
Capacité à rebours :
Capacité permettant à l'expéditeur d'effectuer des nominations dans le sens opposé au sens dominant des flux lorsque les flux de gaz ne peuvent s'écouler que dans un seul sens. Elle ne peut être utilisée, un jour donné, que si le flux global résultant de l'ensemble des nominations des expéditeurs est dans le sens dominant des flux.
Capacité interruptible :
Capacité de transport de gaz qui peut être interrompue par le GRT selon les conditions stipulées dans le contrat d'acheminement sur le réseau de transport de gaz.
Capacité restituable :
Capacité ferme, que l'expéditeur s'engage à restituer à tout moment au GRT à sa demande.
Expéditeur :
Personne physique ou morale qui conclut avec un GRT un contrat d'acheminement sur le réseau de transport de gaz. L'expéditeur est, selon le cas, le client éligible, le fournisseur ou leur mandataire.
Point de livraison (PDL) :
Point de sortie d'un réseau de distribution où un gestionnaire de réseau de distribution livre du gaz à un client final, en exécution d'un contrat d'acheminement sur le réseau de distribution. A chaque PDL est rattaché en général un point de comptage et d'estimation (PCE), avec un numéro unique à 14 chiffres permettant de l'identifier. Par exception, un PDL peut néanmoins regrouper plusieurs PCE, si ceux-ci sont en aval du même branchement individuel.
Consommation annuelle de référence (CAR) :
Quantité de gaz estimée consommée sur une année, dans des conditions climatiques moyennes, pour un point de comptage et d'estimation (PCE).
Client « non à souscription » :
Client relevant des options T1, T2, et T3 des tarifs d'utilisation des réseaux de distribution. Ces options ne comprenant aucun terme de souscription de capacité, les PDL de ces clients sont donc « non à souscription ». A chaque PDL « non à souscription » est associée une capacité dite « normalisée », déterminée à partir de sa CAR, de son profil, de la température de pointe 2 % de la station météo à laquelle est rattaché le PITD concerné, et d'un coefficient d'ajustement « A ».
Client « à souscription » :
Client relevant des options TF, T4 et TP des tarifs d'utilisation des réseaux de distribution. Pour ces PDL, le fournisseur réserve librement la capacité souhaitée.
Part Hiver (PH) :
Le rapport entre la consommation du client des mois de novembre à mars inclus et sa consommation sur l'ensemble de l'année civile.
3.1.2. Souscription de capacités
- Souscription de capacités aux PIR aux enchères :
Les capacités d'acheminement journalières aux points d'interconnexion réseau (PIR) de Taisnières B, Virtualys (Taisnières H et Alveringem), Obergailbach, Oltingue et PIRINEOS peuvent être souscrites aux enchères via la plateforme de commercialisation de capacités PRISMA. Ces capacités sont commercialisées aux enchères selon les modalités prévues par le règlement (UE) n° 984/2013 relatif à l'établissement d'un code de réseau sur les mécanismes d'attribution des capacités dans les réseaux de transport de gaz dit « Code de réseau CAM ». Les détails des procédures d'enchères et des produits proposés sont publiés par GRTgaz et Teréga sur leurs sites internet respectifs ou sur la plateforme d'enchère PRISMA.
A titre indicatif, sont disponibles des produits de capacités d'acheminement journalières fermes, interruptibles et à rebours sur les durées annuelles, trimestrielles, mensuelles, quotidiennes et infra-journalières.
Le prix de réserve des enchères est égal au prix fixé par la présente délibération.
La contractualisation et la facturation pour les PIR de Taisnières B, Virtualys (Taisnières H et Alveringem), Obergailbach et Oltingue sont réalisées par GRTgaz.
La contractualisation et la facturation pour le PIR de PIRINEOS sont réalisées par Teréga.
- Souscription de capacités aux PIR Dunkerque et Jura :
Les souscriptions de capacités journalières au PIR Dunkerque et au PIR Jura font l'objet de mécanismes de commercialisation particuliers définis selon des règles rendues publiques sur le site internet de GRTgaz.
En particulier, au PIR Dunkerque, sont définies des capacités fermes dites « restituables », que l'expéditeur s'engage à restituer à tout moment en cas de demande de GRTgaz, pour une durée d'un, deux, trois ou quatre ans.
Pour tout expéditeur ayant souscrit plus de 20 % des capacités annuelles fermes commercialisables au PIR Dunkerque, une fraction de 20 % de la part de sa souscription au-delà de 20 % des capacités annuelles fermes commercialisables en ce point est convertie en capacité restituable.
La CRE a fait évoluer le mode de commercialisation des capacités au PIR Dunkerque dans sa délibération du 27 juillet 2017 (11).
- Souscription de capacités aux PITS :
Le GRT alloue automatiquement à l'expéditeur aux Points d'interface transport stockage (PITS) des capacités de sortie et d'entrée correspondant aux capacités nominales d'injection et de soutirage que l'expéditeur détient sur un groupement de stockages, dans la limite des capacités du réseau.
- Souscription de capacités aux PITTM :
La détention de capacités de regazéification au niveau d'un terminal méthanier entraine le droit et l'obligation de souscrire les capacités d'entrée sur le réseau de transport, pour des durées et des niveaux correspondants. Dans le cas spécifique du terminal de Dunkerque LNG (le terminal est relié à la fois au réseau de GRTgaz et au réseau belge) cette obligation porte sur la somme des capacités réservées sur le réseau de GRTgaz au PITTM de Dunkerque et des capacités réservées depuis le terminal vers la Belgique.
Au PITTM de Dunkerque, les capacités fermes d'entrée sur le réseau de GRTgaz sont réservées par l'expéditeur sous la forme de bandeaux annuels, sur une période représentant un nombre entier d'années, ou sous la forme de bandeaux d'une durée supérieure ou égale 10 jours.
Aux PITTM de Montoir et de Fos, tout expéditeur ayant souscrit des capacités auprès des gestionnaires de terminaux méthaniers se voit attribuer par le GRT une capacité d'entrée journalière ferme, pour la période de souscription de capacités de regazéification correspondantes :
- dans le cas de souscriptions de capacités de regazéification pluriannuelles, le niveau de capacité d'entrée journalière ferme attribué correspond à une quote-part de la capacité journalière ferme totale d'entrée au PITTM. Cette quote-part est déterminé par le ratio :
- de la capacité annuelle de regazéification souscrite par l'expéditeur au niveau des terminaux ;
- sur la capacité technique ferme totale annuelle de regazéification du terminal méthanier de Montoir pour le PITTM Montoir ou la somme de la capacité technique ferme totale annuelle de regazéification du terminal méthanier de Fos Cavaou et de la capacité souscrite ferme totale annuelle de regazéification du terminal de Fos Tonkin pour le PITTM Fos ;
- dans le cas de souscriptions de capacité de regazéification pour une durée inférieure à un an, l'expéditeur se voit attribuer un ou plusieurs bandeaux de capacité ferme d'entrée sur la période de sa souscription, d'une durée minimale de 10 jours. Le niveau de capacité attribué correspond à la quantité de capacité de regazéification souscrite, exprimée en GWh.
Un expéditeur ayant des souscriptions de capacité de regazéification pour une durée inférieure à un an a la possibilité de décaler la date et la durée de sa souscription, avec un préavis de trois jours (auparavant sept jours) et à condition de conserver l'intégralité du volume de capacité initialement souscrite.
Au début de chaque mois, le GRT calcule, pour chaque expéditeur, les émissions journalières de chaque jour du mois précédent. Si elles excèdent, pour un jour donné, la capacité détenue par l'expéditeur, il facture à ce dernier une souscription de capacité journalière supplémentaire, au tarif de la capacité quotidienne, égale à la différence positive entre l'émission journalière et la capacité attribué par l'expéditeur.
Les expéditeurs ont la possibilité de céder leurs capacités aux PITTM sans frais.
- Souscription de capacités en sortie du réseau principal et sur le réseau régional :
La réservation des capacités de livraison aux points de livraison et aux Points d'interconnexion réseau régional (PIRR), des capacités d'acheminement sur le réseau régional et des capacités en sortie du réseau principal s'effectue auprès des GRT selon les modalités publiées par les GRT.
Les capacités fermes de livraison aux Points d'interface transport distribution (PITD) sont allouées automatiquement par les GRT. Ces capacités sont calculées par les GRT, sur la base de données transmises par le gestionnaire de réseau de distribution publique de gaz. La méthode de calcul des capacités de livraison normalisée est établie, sur des bases objectives et transparentes prévenant toute discrimination, et rendue publique.
L'expéditeur se voit attribuer une capacité de sortie du réseau principal et une capacité d'acheminement sur le réseau régional égales, pour chaque point de livraison et pour chaque PIRR, à la capacité de livraison en ce point.
3.1.3. Redistribution des excédents des recettes d'enchères de capacité
3.1.3.1. Excédents de recettes d'enchères
Le prix payé par un expéditeur ayant obtenu des capacités lors d'enchères est égal à la somme de la prime d'enchère et du tarif régulé en vigueur au moment de l'utilisation de la capacité.
Les excédents de recettes d'enchères de capacité sont égaux à la prime d'enchère, en €/MWh/j, multipliée par la capacité vendue, en MWh/j.
3.1.3.2. Redistribution pour la période du 1er novembre 2018 au 30 septembre 2019
Pour la période du 1er novembre 2018 au 30 septembre 2019, tous les excédents d'enchères perçus sur cette période seront redistribués en une seule fois, au prorata des quantités de gaz livrées à des consommateurs finals raccordés au réseau de transport ou au réseau de distribution en France du 1er novembre 2018 au 30 septembre 2019.
Les montants individuels de redistribution pour la période du 1er novembre 2018 au 30 septembre 2019 seront calculés par chaque GRT et redistribués au plus tard sur la facture de novembre 2019.
Chaque GRT publie sur son site internet le montant unitaire des excédents de recettes d'enchères ainsi redistribué.
3.1.4. Cession des capacités de transport sur les réseaux de GRTgaz et de Teréga
Les capacités de transport souscrites aux points d'entrée, aux sorties vers les PIR et sur les liaisons entre zones d'équilibrage sont librement cessibles sans surcoût.
En cas de cession complète, l'acquéreur récupère tous les droits et obligations liés à ces souscriptions.
En cas de cession de droit d'usage, le propriétaire initial conserve ses obligations vis-à-vis du GRT. Le droit d'usage échangé peut descendre jusqu'à un pas de temps quotidien, quelle que soit la durée de la souscription initiale.
Le droit d'usage des capacités de transport aval, entre le PEG et le point de livraison à un site industriel directement raccordé au réseau de transport, est cessible dans le cas où l'industriel concerné a souscrit ces capacités auprès du GRT.
Les modalités de ces cessions de capacités de transport sont définies par les GRT, sur des bases objectives et transparentes, et rendues publiques par les GRT sur leur site internet.
3.2. Grille tarifaire d'utilisation des réseaux de GRTgaz et de Teréga au 1er avril 2019
3.2.1. Revenus autorisés à percevoir par le tarif de transport
Les tarifs et les évolutions tarifaires prévisionnelles sont fixés, en fonction d'hypothèses de niveau de souscriptions de capacités, de manière à couvrir les revenus autorisés de chacun des GRT. Le revenu autorisé 2019 est décrit dans les tableaux suivants.
- Revenu autorisé 2019 de GRTgaz :
GRTgaz, en M€courants
2018
2019
Charges nettes d'exploitation
777,1
795,3
Variation du poste Energie et quotas de CO2
5,4
15,1
Variation du poste Coûts de levée des congestions
2,0
1,8
Charges de capital normatives
1 006,9
1 068,1
Apurement du solde du CRCP (reliquat CRCP antérieurs + solde 2017 + estimé 2018)
- 33,0
- 12,2
Reversement inter-opérateurs
- 3,0
- 18,8
Revenu autorisé avant lissage
1 755,5
1 849,2
Evolution par rapport à 2018
+ 5,3 %
Lissage du revenu autorisé sur 4 ans
26,4
- 54,0
Revenu autorisé
1 781,9
1 795,3
Evolution par rapport à 2018
+ 0,8 %
- Revenu autorisé 2019 de Teréga :
Teréga, en M€courants
2018
2019
Charges nettes d'exploitation
77,8
79,9
Variation du poste Energie et quotas de CO2
- 0,6
- 0,6
Variation du poste Coûts de levée des congestions
0,3
0,2
Charges de capital normatives
164,9
175,3
Apurement du solde du CRCP (reliquat CRCP antérieurs + solde 2017 + estimé 2018)
- 0,4
+ 1,4
Reversement inter-opérateurs
3,0
18,8
Revenu autorisé avant lissage
245,0
275,0
Evolution par rapport à 2018
+ 12,3 %
Lissage du revenu autorisé sur 4 ans
1,1
- 3,7
Revenu autorisé
246,1
271,3
Evolution par rapport à 2018
+ 10,2 %
3.2.2. Tarifs applicables aux souscriptions annuelles de capacité journalières d'acheminement et de livraison
3.2.2.1. Tarification des Points d'interconnexion des réseaux (PIR)
Les tarifs applicables aux souscriptions annuelles de capacité journalière sont définis dans les tableaux ci-après. Lors de la commercialisation aux enchères, les prix de réserve des enchères sont égaux à ces tarifs.
- Termes de capacité d'entrée sur le réseau principal (TCE) :
Entrée à
Périmètre
TCE (€/MWh/jour par an)
Annuel ferme
TCE (coefficient sur terme ferme)
Annuel interruptible
Taisnières B
GRTgaz
81,66
50 %
Virtualys (Taisnières H)
GRTgaz
104,97
50 %
Dunkerque (PIR)
GRTgaz
104,97
50 %
Obergailbach
GRTgaz
104,97
50 %
Oltingue
GRTgaz
104,97
50 %
Pirineos
Teréga
104,97
75 %
- Termes de capacité de sortie aux PIR (TCST) :
Sortie à
Périmètre
TCST (€/MWh/jour par an)
Annuel ferme
TCST (coefficient sur terme ferme)
Annuel interruptible
Virtualys (Alveringem)
GRTgaz
41,37
Sans objet
Oltingue
GRTgaz
407,02
75 %
Jura
GRTgaz
96,53
Sans objet
Pirineos
Teréga
626,95
75 %
- Termes de capacité de sortie à rebours :
Entrée à
Périmètre
Coefficient sur terme ferme de sortie
Annuel à rebours
Virtualys (Alveringem)
GRTgaz
125 %
- Termes de capacité d'entrée à rebours :
Sortie à
Périmètre
Coefficient sur terme ferme d'entrée
Annuel à rebours
Virtualys (Taisnières H)
GRTgaz
20 %
Obergailbach
GRTgaz
20 %
Taisnières B
GRTgaz
20 %
- Capacités restituables :
Le prix d'une capacité annuelle restituable est égal à 90 % du prix de la capacité ferme annuelle correspondante.
3.2.2.2. Tarification des Points d'interface transport terminaux méthanier (PITTM)
- Termes de capacité d'entrée sur le réseau principal (TCE) :
Entrée à
Périmètre
TCE (€/MWh/jour par an)
Souscriptions fermes
Dunkerque GNL
GRTgaz
99,14
Montoir
GRTgaz
99,14
Fos
GRTgaz
99,14
3.2.2.3. Tarification des Points d'interface transport stockage (PITS)
- Termes de capacité d'entrée et de sortie des stockages (TCES et TCSS) :
PITS
Périmètre
Type de capacité
Entrée - TCES 
(€/MWh/jour par an)
Annuel
Sortie - TCSS 
(€/MWh/jour par an)
Annuel
Nord-Ouest
GRTgaz
Ferme climatique
9,15
21,39
Nord-Est
GRTgaz
Ferme climatique
9,15
21,39
Nord B
GRTgaz
Ferme climatique
9,15
21,39
Atlantique
GRTgaz
Ferme climatique
9,15
21,39
Sud-Est
GRTgaz
Ferme climatique
9,15
21,39
Sud-Ouest
Teréga
Ferme climatique
9,15
21,39
3.2.2.4. Tarification de la capacité de sortie du réseau principal vers les points de livraison
- Termes de capacité de sortie du réseau principal :
Sortie depuis
TCS (€/MWh/jour par an)
Annuel ferme
TCS (coefficient sur terme ferme)
Annuel interruptible
GRTgaz
91,78
50 %
Teréga
91,78
50 %
3.2.2.5. Tarification de l'acheminement sur le réseau régional
- Termes de capacité de transport sur le réseau régional (TCR) :
Réseau régional
TCR (€/MWh/jour par an)
Annuel ferme
TCR (coefficient sur terme ferme)
Annuel interruptible
GRTgaz
83,43 x NTR
50 %
Teréga
79,64 x NTR
50 %
Le terme applicable aux souscriptions annuelles fermes de capacité journalière de transport sur le réseau régional (TCR) est le produit d'un terme unitaire fixé et du niveau de tarif régional (NTR) du point de livraison considéré.
La liste des points de livraison sur le réseau de GRTgaz et Teréga, accompagnés de leur zone de sortie et de leur valeur de NTR, figure en annexe 3 du présent document.
Lorsqu'un nouveau point de livraison est créé, GRTgaz ou Teréga calculent la valeur du NTR de façon transparente et non discriminatoire, sur la base d'une méthode de calcul publiée sur leurs sites internet respectifs.
- Termes de de capacité de livraison (TCL) :
Réseau de transport
Type de point de livraison
TCL (€/MWh/jour par an)
Annuel ferme
TCL (coefficient sur terme ferme)
Annuel interruptible
GRTgaz
Consommateur final raccordé au réseau de transport
33,20
50 %
Consommateur final fortement modulé(12) raccordé au réseau de transport
34,71
50 %
PIRR
42,62
Sans objet
PITD
49,01
Sans objet
Teréga
Consommateur final raccordé au réseau de transport
28,86
50 %
PITD
52,15
Sans objet
Si plusieurs expéditeurs alimentent simultanément un consommateur final raccordé au réseau de transport ou un PIRR, le terme fixe est réparti au prorata de leurs souscriptions de capacités de livraison.
Le tarif de livraison au PITD inclut, à partir du 1er avril 2017, pour GRTgaz, les charges relatives aux opérations de réparation, renouvellement et remplacement (dites « opérations 3R ») des équipements des postes de livraison, et pour Teréga les charges d'exploitation, maintenance, réparation des postes et branchements ainsi que le renouvellement à l'identique des postes.
En application du système de souscription normalisée de capacités de transport aux PITD, sur chaque PITD, la capacité annuelle ferme de livraison (« capacité normalisée ») est allouée à chaque expéditeur par les GRT. Elle est égale à la somme :
- des capacités annuelles souscrites sur le réseau de distribution pour les points de livraison (PDL) « à souscription » alimentés en aval du PITD considéré ;
- des capacités calculées par les GRT pour les PDL « non à souscription » alimentés en aval du PITD considéré, en multipliant la consommation journalière de pointe des PDL « non à souscription » par le coefficient d'ajustement « A » correspondant.
Une évolution des coefficients A est possible au 1er avril de chaque année via une délibération de la CRE sur proposition des GRT pour leurs zones d'équilibrage et pour chaque gestionnaire de réseaux de distribution présent sur ces zones.
- Termes fixes par poste de livraison :
Les expéditeurs alimentant des consommateurs finals raccordés au réseau de transport et les PIRR s'acquittent d'un terme fixe par poste de livraison :
Terme fixe par poste
€/poste par an
GRTgaz
6 406,38
Teréga
3 192,19
3.2.3. Terme tarifaire stockage fonction de la modulation hivernale (TS)
3.2.3.1. Montant de compensation à percevoir
Le montant de la compensation à percevoir par un opérateur d'infrastructures de stockage souterrain de gaz naturel et qui sera collecté par les GRT, correspond à la différence entre (i) le revenu autorisé de l'opérateur pour 2019, fixé par la CRE dans sa délibération du 13 décembre 2018 (13), et (ii) les prévisions de recettes perçues directement par l'opérateur au titre de l'année 2019. Ce calcul est effectué pour chacun des opérateurs. Il permet de définir la quote part de la compensation reversée par chaque GRT à chacun des opérateurs en considérant le rapport entre la compensation prévisionnelle annuelle de l'opérateur et la compensation prévisionnelle annuelle totale.
Les montants qui seront retenus par la CRE pour calculer la compensation 2019 sont les suivants :
(i) pour le revenu autorisé, la CRE retient le montant fixé dans sa délibération du 13 décembre 2018 ;
(ii) pour les recettes prévisionnelles directement perçues par les opérateurs de stockage, la CRE retient notamment :
a. les recettes perçues par les opérateurs de stockage au titre des capacités de stockage et des services additionnels pour 2018-2019, au titre des 3 premiers mois de 2019 ;
b. les recettes perçues par les opérateurs au titre des capacités de stockage et des services additionnels pour 2019-2020, au titre des 9 derniers mois de 2019.
Le montant de la compensation est calculé annuellement. Il sera fixé dans une délibération de la CRE fin mars 2019.
3.2.3.2. Calcul de l'assiette de compensation
Tout expéditeur qui se voit attribuer de la capacité ferme de livraison à au moins un Point d'interface transport distribution (PITD) se voit appliquer un terme tarifaire stockage (TS) fonction de la modulation hivernale de ses clients, raccordés aux réseaux de distribution publique de gaz, dans son portefeuille le 1er jour de chaque mois. Cette modulation est calculée sur la base de données transmises par les gestionnaires de réseaux de distribution publique de gaz. Ce terme vise à recouvrer une partie des revenus des opérateurs de stockage souterrains de gaz naturel.
L'assiette de perception de la compensation à percevoir auprès de chaque expéditeur est définie comme la somme des assiettes de chacun de ses clients raccordés aux réseaux de distribution de gaz.
Chaque 1er jour de mois, pour chacun des clients, le niveau de la modulation hivernale est déterminé ainsi :
Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible en bas de page
Où :
- la Consommation Annuelle de Référence (CAR) est l'estimation de la consommation annuelle d'un Point de Comptage et d'Estimation (PCE) en année climatiquement moyenne ;
- la Capacité Journalière Normalisée (CJN) est définie selon le type du client :
client « non à souscription » :
Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible en bas de page
Où :
- A est un coefficient traduisant le rapport entre les capacités, dites « normalisées », calculées par les GRT pour les PDL « non à souscription », alimentés en aval d'un PITD donné, pour chaque GRD sur chaque zone d'équilibrage et, sur les mêmes périmètres, la consommation journalière de pointe de ces PDL calculée par l'algorithme de profilage des GRD ;
- coefficient Zi : coefficient de conversion prenant en compte la station météo et le profil de consommation du client. La méthode d'attribution des profils est disponible sur le site du GTG (14).
client à souscription: la CJN est égale à sa capacité journalière d'acheminement souscrite (CJA) le 1er jour du mois.
- Int : les capacités qui seraient contractualisées comme interruptibles par un client, sous réserve de la mise en place d'un dispositif d'interruptibilité.
Par exception, la Modulation client est fixée à 0 MWh/j pour les clients :
- déclarés délestables : clients s'étant déclarés délestables lors de l'enquête menée par les gestionnaires de réseaux de distribution (15) ;
- contre-modulés : clients ayant un profil P013 (Part Hiver inférieure ou égale à 39 %) ou P014 (Part Hiver comprise entre 39 % et 50 %). Les profils sont attribués par les GRD selon la méthodologie publiée sur le site du GTG (16).
Les gestionnaires de réseaux de distribution publique de gaz transmettent aux GRT les données nécessaires au calcul du niveau de la modulation hivernale, telle que définie ci-dessus.
Dans certains cas, notamment pour certains GRD ne disposant pas d'information sur le profil de consommation de leur clientèle historique, certaines données (CAR, profils) pourraient ne pas être disponibles. Les GRT pourront substituer la CAR par un équivalent fonction de l'estimation de la CAR globale du PITD.
Enfin, dans le cas où un GRD ne transmet pas dans les temps les données nécessaires au calcul de l'assiette pour les clients sur son périmètre, le GRT appliquera, pour ces clients en question, une méthode fondée sur la capacité souscrite. Ce calcul sera corrigé a posteriori, une fois que le GRD transmettra les données.
La valeur prévisionnelle de cette assiette pour 2019 sera précisée dans une délibération ultérieure de la CRE, fin mars 2019.
3.2.3.3. Calcul du terme tarifaire stockage
Le terme tarifaire stockage est calculé comme le rapport entre le montant prévisionnel de la compensation à la maille France et la valeur prévisionnelle de l'assiette de perception de cette compensation. La CRE fixera le niveau du terme stockage applicable au 1er avril 2019 en mars 2019 afin de prendre en compte les recettes de la compagne de commercialisation 2019-2020.
3.2.4. Multiplicateurs tarifaires pour les souscriptions de capacité d'acheminement et de livraison d'une durée inférieure à l'année
3.2.4.1. Aux Points d'interconnexion des réseaux (PIR)
Capacité
Conditions particulières
Coefficient
Trimestrielle
En cas de congestion
1/4 du terme annuel
Sans congestion
1/3 du terme annuel
Mensuelle
En cas de congestion
1/12 du terme annuel
Sans congestion
1/8 du terme annuel
Quotidienne
Sans objet
1/30 du terme mensuel
Infra-journalière
Sans objet
Prorata du terme quotidien 
au nombre d'heures restantes
Un point est considéré comme congestionné si, lors de l'allocation des produits fermes annuels aux enchères, le prix de vente des capacités est strictement supérieur au prix de réserve.
3.2.4.2. Aux Points d'interface transport terminaux méthanier (PITTM)
Capacité
Coefficient
Quotidienne
1/365 du terme annuel
3.2.4.3. Aux Points d'interface transport stockage (PITS)
Capacité
Coefficient
Trimestrielle
1/3 du terme annuel
Mensuelle
1/8 du terme annuel
Quotidienne
1/240 du terme annuel
3.2.4.4. En sortie du réseau principal, sur le réseau régional et en livraison
Capacité
Conditions particulières
Coefficient
Mensuelle
Janvier - Février
8/12 du terme annuel
Décembre
4/12 du terme annuel
Mars - Novembre
2/12 du terme annuel
Avril - Mai - Juin - Septembre - Octobre
1/12 du terme annuel
Juillet - Août
0,5/12 du terme annuel
Quotidienne
Sans objet
1/30 du terme mensuel
- Souscription de capacités horaires de livraison :
Les capacités horaires de livraison ne s'appliquent qu'aux consommateurs finals raccordés au réseau de transport.
Toute souscription annuelle, mensuelle ou quotidienne de capacité journalière de livraison donne droit à une capacité horaire de livraison égale à 1/20e de la capacité journalière de livraison souscrite (sauf cas particulier où cette capacité horaire ne serait pas disponible).
Pour bénéficier, dans la mesure des possibilités du réseau, d'une capacité horaire supérieure, l'expéditeur doit acquitter un complément de prix p, égal à :
p = (Cmax - C) x 10 x (TCL + TCR)
Avec :
Cmax : Capacité horaire de livraison demandée par l'expéditeur ;
C : Capacité horaire de livraison réservée à travers la souscription annuelle, mensuelle ou quotidienne de capacité journalière de livraison ;
TCL : Terme annuel, mensuel ou quotidien de capacité journalière de livraison ;
TCR : Terme annuel, mensuel ou quotidien de capacité journalière de transport sur le réseau régional.
3.2.5. Tarifs applicables aux souscriptions annuelles de capacité d'injection de gaz sur le réseau de transport à partir d'une installation de production de gaz
Les termes applicables à des souscriptions annuelles de capacité journalière d'entrée sur les réseaux des GRT à partir des Points d'interface transport production (PITP) sont les suivants :
- pour les PITP dont la capacité d'entrée sur le réseau est inférieure ou égale à 5 GWh/j, le terme applicable est de 9,64 €/MWh/jour par an ;
- pour les PITP dont la capacité d'entrée sur le réseau est supérieure à 5 GWh/j, la définition du terme applicable fait l'objet d'une étude et d'une décision spécifique ;
- pour les PITP concernant les installations produisant du biométhane dont la capacité d'entrée sur le réseau est inférieure ou égale à 5 GWh/j, le terme applicable est égal à 0.
3.2.6. Tarification des points notionnels d'échange de gaz
Les modalités de fonctionnement du point notionnel d'échange de gaz (PEG) sont définies par les GRT, sur la base de critères objectifs et transparents, et rendues publiques sur leur site internet.
Le tarif d'accès au point d'échange de gaz comprend :
- un terme fixe annuel, égal à 6 000 € par point d'échange ;
- un terme proportionnel aux quantités échangées égal à 0,01 €/MWh.
Depuis le 1er novembre 2018, date de mise en place de la zone de marché unique, les contrats d'acheminement souscrits auprès des GRT sont maintenus. Les expéditeurs détenteurs du terme fixe de livraison initialement au PEG Nord ou à la Trading Region South (TRS) bénéficient d'un accès au PEG, au prix fixe de 6 000 €/an et au prix variable de 0,01 €/MWh livré.
Les échanges de gaz réalisés sur une plateforme électronique peuvent faire l'objet de livraisons en un point d'échange de gaz par une entité en charge de réaliser la compensation entre les échanges opérés sur ladite plateforme électronique. Les nominations au PEG d'une telle entité à des fins de compensation, neutres vis-à-vis du marché, ne sont pas soumises au terme proportionnel aux quantités échangées.
3.2.7. Service de flexibilité intra-journalière pour les sites fortement modulés
Le service de flexibilité intra-journalière s'applique aux clients raccordés au réseau de transport qui présentent un volume modulé journalier supérieur à 0,8 GWh.
Pour les sites existants, GRTgaz évalue ce critère sur la base de l'historique des consommations de l'année précédente. Pour les sites nouvellement raccordés, ce critère est évalué à partir du volume modulé journalier sur les jours de fonctionnement déclarés par le site, puis sur la base d'un bilan trimestriel, avec rétroactivité sur la période passée dès lors que le critère est atteint.
L'opérateur du site pour lequel le service de flexibilité intra-journalière est souscrit déclare au GRT un profil horaire de consommation la veille pour le lendemain et le cas échéant, un nouveau profil en cours de journée en respectant les délais de prévenance publiés. Pour toute modification de la consommation horaire du site inférieure de ± 10 % à sa capacité horaire souscrite, le site bénéficie d'une tolérance lui permettant de ne pas notifier au GRT son nouveau profil horaire de consommation.
Le service de flexibilité intra-journalière n'est pas facturé.
3.2.8. Offre d'acheminement interruptible à préavis court de GRTgaz
Une offre optionnelle d'acheminement interruptible est proposée pour les clients raccordés au réseau de gaz H de GRTgaz, qui remplissent simultanément les conditions suivantes :
- la souscription annuelle de capacité journalière de livraison est supérieure à 10 GWh/j ;
- le point de raccordement du site sur le réseau de GRTgaz est situé à moins de 50 km, à vol d'oiseau, d'un PITTM ou d'un des points d'entrée Dunkerque, Taisnières H ou Obergailbach.
Pour bénéficier de cette offre, le client concerné doit s'engager auprès de GRTgaz, avant la décision de raccordement, à souscrire ou faire souscrire cette offre par un expéditeur.
Cette offre prévoit une réduction ou une interruption de l'alimentation des sites concernés à la demande de GRTgaz, avec un préavis minimum de 2 heures, lorsque les deux conditions suivantes sont remplies :
- la quantité de gaz injectée physiquement sur le réseau au point d'entrée le plus proche est inférieure à la souscription de capacité journalière de livraison des sites bénéficiant de cette offre interruptible dans le périmètre de ce point d'entrée ;
- la température du jour est inférieure à la température moyenne journalière susceptible d'être statistiquement atteinte ou dépassée à la baisse plus de 20 jours par an, au risque 2 %.
Les conditions d'interruption sont définies par GRTgaz, sur des bases objectives et transparentes prévenant toute discrimination, et rendues publiques sur son site internet.
Les expéditeurs souscrivant cette offre bénéficient d'une réduction tarifaire égale à la capacité de livraison qu'ils ont souscrite pour ce point de livraison multipliée par la somme de :
50 % du terme de capacité de sortie du réseau principal ;
50 % du terme de capacité d'entrée sur le réseau principal au point d'entrée le plus proche.
Pour un même site, un expéditeur ne peut pas cumuler la réduction tarifaire consentie au titre de cette offre optionnelle avec les réductions tarifaires consenties aux titres :
- de l'acheminement interruptible sur réseau régional ;
- du terme de proximité pour les clients situés dans les zones de sortie « Région Dunkerque », « Région Taisnières H », « Région Obergailbach » ;
- de l'offre transitoire d'acheminement interruptible à préavis court en zone GRTgaz Sud.
La résiliation de cette offre optionnelle fait l'objet d'un préavis minimum de quatre ans.
3.2.9. Terme de proximité
Le terme de proximité vient en déduction de la facture mensuelle de chaque expéditeur concerné. Il s'applique, pour chaque expéditeur, à la quantité de gaz égale, chaque jour, au minimum entre la quantité de gaz allouée sur le point d'entrée du réseau de transport et la quantité de gaz soutirée dans la zone de sortie associée.
Le terme de proximité s'applique aux couples points d'entrée / zones de sortie suivants :
Périmètre
Point d'entrée
Zone de sortie associée
TP (€/MWh)
GRTgaz
Taisnières B
Région Taisnières B
0,17
GRTgaz
Taisnières H
Région Taisnières H
0,23
GRTgaz
Dunkerque
Région Dunkerque
0,23
GRTgaz
Obergailbach
Région Obergailbach
0,23
3.2.10. Conversion de qualité du gaz
3.2.10.1. Service de conversion de pointe de gaz H en gaz B
Un service annuel ferme de conversion de « pointe » de gaz H en gaz B est commercialisé par GRTgaz. Ce service est accessible à tous les expéditeurs disposant de gaz H au sein de la TRF.
Le niveau de ce tarif est défini dans le tableau suivant :
Terme de capacité
(€/MWh/jour par an)
Terme de quantité
(€/MWh)
Service « pointe »
161,60
0,02
Les règles de fonctionnement du service de conversion de qualité de gaz H en gaz B sont définies par GRTgaz, sur des bases objectives et transparentes prévenant toute discrimination et rendues publiques sur son site internet.
3.2.10.2. Service de conversion de gaz B en gaz H
Le service de conversion de gaz B en gaz H est accessible aux expéditeurs apportant leur propre gaz B depuis le PIR Taisnières B et/ou le PITS Nord B, dans la limite des quantités physiques de gaz B concernées.
Le tarif du service de conversion de qualité de gaz B en gaz H est le suivant :
- pour l'offre annuelle interruptible, d'un terme proportionnel à la souscription annuelle de capacité égal à 23,32 €/MWh/jour par an ;
- pour l'offre mensuelle interruptible, d'un terme proportionnel à la souscription mensuelle de capacité égal à 2,91 €/MWh/jour par mois ;
- pour l'offre quotidienne ferme, d'un terme proportionnel à la souscription quotidienne de capacité égal à 0,19 €/MWh/jour par jour.
3.2.10.3. Pénalité pour écart de bilan journalier au périmètre B
Le périmètre B est ouvert à l'ensemble des expéditeurs et est composé de Taisnières B, du stockage Nord B, du convertisseur de pointe de gaz H en gaz B, des adaptateurs de gaz B en gaz H et du point de livraison de la prestation d'échange de gaz H en gaz B.
Les expéditeurs qui utilisent les infrastructures en gaz B ont une obligation de bilan au pas de temps journalier sur le périmètre B. Des pénalités s'appliquent en cas de non-respect de leur obligation de bilan, court ou long. Les pénalités qui s'appliquent sont les suivantes :
Ecart de bilan
au périmètre B
Seuil
Prix au Périmètre B
Ecart de bilan positif (long) inférieur au seuil
5 GWh
1 €/MWh
Ecart de bilan positif (long) supérieur au seuil
30 €/MWh
Ecart de bilan négatif (court) inférieur au seuil
1 GWh
3,35 €/MWh
Ecart de bilan négatif (court) supérieur au seuil
30 €/MWh
3.2.10.4. Contrôle des nominations sur les infrastructures physiques du réseau B
GRTgaz peut, dans les circonstances où l'équilibrage physique du réseau B le nécessite, imposer aux expéditeurs qui détiennent des capacités sur les infrastructures physiques du réseau de transport B, de revoir leurs nominations sur ces infrastructures à la hausse ou à la baisse.
3.2.11. Service d'équilibrage basé sur le stock en conduite
GRTgaz et Teréga commercialisent un service d'équilibrage basé sur le stock en conduite, dont le tarif de souscription est égal à 0,12 €/MWh/j/mois (17) pour tout point de livraison de site industriel directement raccordé au réseau de transport ou pour tout point de livraison de site non profilé rattaché à un PITD. Le prix de souscription de ce service fait l'objet d'un rabais tarifaire de 50 % pour tout point de livraison de site profilé raccordé à un réseau de distribution.
3.2.12. Pénalités pour dépassement de capacité
3.2.12.1. Pénalités pour dépassement de capacité journalière
- Modalités de calcul des pénalités pour dépassement de capacité journalière :
Chaque jour, les dépassements de capacité journalière de sortie du réseau principal de transport sur le réseau régional et de livraison constatés font l'objet de pénalités.
Pour la partie du dépassement inférieure ou égale à 3 % de la capacité journalière souscrite, aucune pénalité n'est facturée.
Pour la partie du dépassement supérieure à 3 %, le calcul des pénalités est basé sur le prix de la souscription quotidienne ferme de capacité journalière, de la façon suivante :
- pour la part du dépassement comprise entre 3 % et 10 %, la pénalité est égale à 20 fois le prix de la souscription quotidienne ferme de capacité journalière ;
- pour la part du dépassement supérieure à 10 %, la pénalité est égale à 40 fois le prix de la souscription quotidienne ferme de capacité journalière.
Les GRT donnent la possibilité aux expéditeurs d'ajuster rapidement leurs souscriptions de capacité lorsqu'un dépassement de capacité est constaté, sous réserve des disponibilités du réseau.
- Modalités de calcul des dépassements de capacité journalière :
- Dépassement de capacité journalière de transport régional et de livraison pour les consommateurs finals raccordés au réseau de transport et les PIRR :
Pour un jour donné, la valeur de dépassement de capacité journalière prise en compte est égale à la différence, si elle est positive, entre la quantité de gaz livrée et la capacité journalière de livraison souscrite.
- Dépassement de capacité journalière de transport régional et de livraison pour les PITD :
Pour un jour donné, la valeur de dépassement de capacité journalière prise en compte est égale à la différence, si elle est positive, entre les deux valeurs suivantes :
- la valeur de la différence entre la quantité journalière de gaz livrée et la capacité journalière de livraison correspondante, si cette différence est positive, ou zéro si cette différence est négative ;
- la valeur de la différence entre la somme des quantités journalières livrées aux PDL « non à souscription » et la somme des capacités normalisées pour les PDL « non à souscription », si cette différence est positive, ou zéro si cette différence est négative.
- Dépassement de capacité journalière de sortie du réseau principal :
Pour un jour donné, la valeur de dépassement de capacité journalière prise en compte est égale à la différence, si elle est positive, entre les deux valeurs suivantes :
- la valeur de la différence entre la quantité journalière de gaz livrée et la capacité journalière de sortie du réseau principal correspondante, si cette différence est positive, ou zéro si cette différence est négative ;
- la valeur de la différence entre la somme des quantités journalières livrées sur la zone de sortie aux PDL « non à souscription » et la somme pour la zone de sortie des capacités normalisées pour les PDL « non à souscription », si cette différence est positive, ou zéro si cette différence est négative.
En cas d'exercice de l'interruptibilité par le GRT, les calculs de dépassement ci-dessus sont effectués en réduisant la capacité interruptible de la part interrompue demandée par le GRT.
- Pénalités pour dépassement de capacité horaire :
Chaque jour, les dépassements de capacité horaire de transport sur le réseau régional et de livraison, pour l'alimentation de consommateurs finals raccordés au réseau de transport, font l'objet de pénalités. Pour une journée donnée, le dépassement de capacité horaire est calculé en considérant la valeur maximale de la moyenne horaire des quantités livrées au point de livraison concerné sur quatre heures consécutives.
Pour la partie du dépassement inférieure ou égale à 10 % de la capacité horaire souscrite, aucune pénalité n'est facturée.
Pour la partie du dépassement supérieure à 10 %, le calcul des pénalités est basé sur le prix de la souscription quotidienne de capacité horaire, de la façon suivante :
- pour la part du dépassement comprise entre 10 % et 20 %, la pénalité est égale à 45 fois le prix de la souscription quotidienne de capacité horaire ;
- pour la part du dépassement supérieure à 20 %, la pénalité est égale à 90 fois le prix de la souscription quotidienne de capacité horaire.
Les pénalités pour dépassement de capacité horaire ne sont pas appliquées par GRTgaz si l'expéditeur corrige sa souscription annuelle de capacité horaire jusqu'au niveau du dépassement constaté.
- Redistribution annuelle des pénalités pour dépassement de capacité :
Chaque GRT redistribue le montant des pénalités pour dépassement de capacité collectées chaque année, au plus tard au mois de juin de l'année suivante.
Pour chaque GRT, le montant de pénalités à redistribuer est réparti entre les expéditeurs proportionnellement aux quantités de gaz livrées à des consommateurs finals raccordés au réseau de transport et à des PIRR. Chaque GRT publie sur son site internet le montant unitaire de pénalités ainsi redistribuées, exprimé en euros par MWh consommé par les consommateurs finals raccordés au réseau de transport.
3.3. Evolution de la grille tarifaire des GRT à compter du 1er avril 2020
En application des dispositions du règlement (UE) 2017/460 de la Commission du 16 mars 2017 établissant un code de réseau sur l'harmonisation des structures tarifaires pour le transport de gaz en Union européenne (dit code de réseau Tarif) la CRE envisage de mener les travaux relatifs aux tarifs d'utilisation des réseaux de transport en 2019, pour une entrée en vigueur au 1er avril 2020. Le tarif ATRT6 prendrait donc fin au 31 mars 2020.
3.3.1. Prise en compte du solde du CRCP
Le solde global du CRCP est égal au montant à verser ou à déduire au CRCP pour l'année écoulée et l'année précédente, auquel s'ajoute le solde du CRCP non apuré au titre des années antérieures.
Le montant à verser ou à déduire au CRCP est calculé par la CRE, pour chaque année écoulée, en fonction de l'écart du réalisé, pour chaque poste concerné, par rapport aux montants de référence définis ci-dessous. Tout ou partie de l'écart est versé au CRCP, la quote-part est déterminée en fonction du taux de couverture prévu par la présente délibération.
GRTgaz, en M€courants
Taux
2018
2019
Revenus acheminement « aval »
100 %
1 341
1 410
Revenus acheminement « amont »
80 %
441
385
Produits de raccordement des CCCG et TAC
100 %
3
6
Charges de capital normatives « réseaux »
100 %
909
964
Charges d'énergie motrice et écart entre recettes et charges 
lié aux quotas de CO2
80 %
92
102
Charges au titre de la prestation de conversion H-B 
(variation des volumes convertis)
100 %
51
56
Charges incombant à GRTgaz consécutives au projet pilote de conversion 
vers le gaz H de la zone alimentée en gaz B
100 %
0
0
Charges liées à la désimbrication des activités de R&D 
d'avec celles de la maison-mère
100 %
3
1
Produits de prestations pour tiers liés aux grands projets d'aménagement du territoire
100 %
34
32
Charges liées à la levée des congestions
100 %
2
2
Charges éventuelles liées, le cas échéant, à la rémunération des consommateurs raccordés au réseau de transport liée à la mise en œuvre des dispositions de l'article L. 431-6-2 du code de l'énergie

100 %
0
0
Charges et produits relatifs au contrat entre GRTgaz et Teréga (charge)
100 %
34
34
Reversement inter-opérateurs entre GRTgaz et Teréga (recette)
100 %
3
19
Teréga, en M€courants
Taux
2018
2019
Revenus acheminement « aval »
100 %
147
153
Revenus acheminement « amont »
80 %
99
118
Produits de raccordement des CCCG et TAC
100 %
0
0
Charges de capital normatives « réseaux »
100 %
143
155
Charges d'énergie motrice et écart entre recettes et charges 
lié aux quotas de CO2
80 %
6
8
Produits de prestations pour tiers liés aux grands projets 
d'aménagement du territoire
100 %
0
0
Charges liées à la levée des congestions
100 %
0.3
0,2
Charges éventuelles liées, le cas échéant, à la rémunération des consommateurs raccordés au réseau de transport liée à la mise en œuvre des dispositions de l'article L. 431-6-2 du code de l'énergie

100 %
0
0
Charges et produits relatifs au contrat entre GRTgaz et Teréga (recette)
100 %
34
34
Reversement inter-opérateurs entre GRTgaz et Teréga (charge)
100 %
3
19
Par ailleurs, les éléments suivants sont également intégrés au CRCP :
- écarts de charges d'exploitation ou de charges de capital « hors réseaux » dus aux écarts entre l'IPC prévisionnel et l'IPC constaté ;
- bonus/malus au titre de la régulation incitative de la qualité de service ;
- primes/pénalités au titre des mécanismes de la régulation incitative des investissements.
Un taux d'intérêt équivalent au taux sans risque, soit 2,7 %, s'applique annuellement au solde global du CRCP.
DÉCISION
Conformément à la délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 15 décembre 2016 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et de Teréga, le tarif ATRT6 évolue au 1er avril 2019.
La présente délibération définit les évolutions à compter du 1er avril 2019 des grilles tarifaires s'appliquant aux réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga.
En application des modalités définies dans le paragraphe 1.2.2 de la délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 15 décembre 2016 susvisée, et compte tenu des dépenses d'investissements nécessaires à la fusion des zones, de la baisse des souscriptions de capacité, ainsi que de l'évolution de l'inflation, de l'impact de la révision des modalités d'accès à la zone B, et de l'évolution des charges d'énergie et des coûts de traitement des congestions, les évolutions tarifaires moyennes au 1er avril 2019 sont les suivantes :
- une hausse moyenne du tarif de GRTgaz de + 4,6 %, soit + 1,6 % sur le réseau principal et + 7,1 % sur le réseau régional ;
- une hausse moyenne du tarif de Teréga de + 3,0 %, soit + 1,6 % sur le réseau principal et + 5,1 % sur le réseau régional.
La présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française et sur le site internet de la CRE. Elle sera notifiée à GRTgaz et Teréga, et transmise au ministre d'Etat, ministre de la transition écologique et solidaire, ainsi qu'au ministre de l'économie et des finances.