b) Proposition de GRTgaz :
 A la suite des travaux menés dans le cadre de la Concertation gaz, GRTgaz a proposé à la CRE de couvrir les coûts générés par les nouveaux besoins de flexibilité en offrant un service spécifique de flexibilité intrajournalière pour les sites fortement modulés. Ce service régulé serait interruptible et s'appliquerait à tous les sites présentant en moyenne sur l'année précédente un volume modulé journalier supérieur à 0,8 GWh par jour de fonctionnement.
 La fourniture de flexibilité intrajournalière par GRTgaz est fondée sur une déclaration d'un profil horaire de consommation du site la veille pour le lendemain ou de redéclarations à l'intérieur de la journée sous condition de respect d'un délai de prévenance. Pour toute modification envisagée de la consommation horaire du site inférieure de ± 10 % à sa capacité horaire souscrite, le site bénéficierait d'une tolérance lui permettant de ne pas avoir à notifier à GRTgaz son nouveau profil horaire de consommation.
 Le tarif proposé par GRTgaz est constitué d'une part fixe applicable à chaque site et d'une part variable fonction de l'amplitude et du volume modulé constatés chaque jour au regard de la consommation horaire relevée du site.
 En outre, afin de prendre en compte la flexibilité intrajournalière déjà couverte par le tarif d'accès au réseau de transport, GRTgaz propose une franchise correspondant à un volume modulé gratuit fonction de la capacité journalière de livraison souscrite, soit 0,8 GWh/j pour un site d'une capacité de 19,2 GWh/j. Le coût de cette franchise, estimé à 3,6 M€ pour l'année 2011, serait mutualisé dans le tarif de l'ensemble des utilisateurs de son réseau.
 Le service proposé par GRTgaz conduit, pour une centrale électrique à cycle combiné au gaz (tranche de 440 MWe) fonctionnant en moyenne 16 heures par jour pendant 310 jours, à un coût proche de 1,7 M€ par an.
 c) Consultation publique de la CRE sur le service de flexibilité intrajournalière :
 La CRE a mené une consultation publique, du 21 juillet au 6 septembre 2010, sur les conditions d'accès à la flexibilité intrajournalière pour les sites fortement modulés.
 Les consommateurs industriels, les opérateurs d'infrastructures ainsi qu'une majorité d'expéditeurs non producteurs d'électricité sont favorables à la répercussion des coûts supplémentaires liés à la flexibilité intrajournalière aux sites fortement modulés, à travers un service spécifique.
 A l'inverse, l'ensemble des producteurs d'électricité ainsi qu'une minorité d'expéditeurs sont opposés au principe d'un service spécifique pour les sites fortement modulés. Si le principe d'un service de flexibilité intrajournalière spécifique devait être retenu, les producteurs demandent qu'il soit interruptible et facturé à l'usage.
 La grande majorité des acteurs, qu'ils soient favorables ou non au principe d'un service de flexibilité intrajournalière, juge le niveau de coûts présentés par GRTgaz trop élevé et remet en question certains aspects de la structure du service proposé.
 Enfin, les consommateurs industriels ainsi que certains expéditeurs sont opposés à l'application de la franchise envisagée par GRTgaz, dans la mesure où elle ferait supporter à l'ensemble des utilisateurs du réseau de GRTgaz une partie des coûts engendrés par les sites fortement modulés.
1.2. Proposition de la CRE
 a) La fourniture de flexibilité intrajournalière, une mission des GRT :
 En application de l'article 21 de la loi n° 2003-8 du 3 janvier 2003 relative aux marchés du gaz et de l'électricité et au service public de l'énergie, le gestionnaire de réseau de transport de gaz naturel « assure à tout instant la sécurité et l'efficacité de son réseau et l'équilibre des flux de gaz naturel en tenant compte des contraintes techniques pesant sur celui-ci. Il veille à la disponibilité et à la mise en œuvre des services et des réserves nécessaires au fonctionnement du réseau ».
 Par ailleurs, l'article 30-1 de la même loi prévoit un accès prioritaire des GRT aux stockages de gaz naturel pour couvrir leurs besoins d'équilibrage.
 Dans la mesure où l'obligation d'équilibrage pesant sur les expéditeurs est journalière, il revient aux GRT d'utiliser de façon optimale les ressources de flexibilité intrajournalière disponibles afin d'assurer l'équilibrage des réseaux en cours de journée.
 A ce titre, la fourniture de flexibilité intrajournalière aux utilisateurs des réseaux de transport de gaz fait partie des missions des GRT.
 b) Un service spécifique pour les sites fortement modulés :
 L'étude menée par GRTgaz montre que l'arrivée des centrales électriques sur son réseau de transport engendrera des besoins nouveaux de flexibilité intrajournalière nécessitant une gestion différente de son réseau de transport. En effet, ces besoins :
 ― sont très importants à l'échelle de chaque site, ce qui entraîne une sollicitation du réseau forte et concentrée géographiquement, alors que le besoin de flexibilité intrajournalière des autres utilisateurs est individuellement plus faible et réparti de manière homogène sur le territoire ;
 ― induisent des sollicitations importantes dans des délais très courts (passage d'une consommation nulle à la consommation maximale du site en un peu plus d'une heure) ;
 ― sont variables chaque jour, voire chaque heure, en fonction de la conjoncture des prix du gaz et de l'électricité, ce qui exige du GRT qu'il anticipe les besoins de ces sites et prépare son réseau la veille pour le lendemain en fonction des programmes horaires de fonctionnement transmis. En outre, le pilotage du réseau devra être adapté pour répondre aux demandes de modification des programmes de fonctionnement de ces sites (analyse de la faisabilité, mobilisation des sources de flexibilité nécessaires, y compris les sources externes).
 Le volume modulé moyen hivernal le plus fort observé par GRTgaz sur un point de soutirage de son réseau est évalué à 0,8 GWh/jour. Cette valeur peut être considérée comme une bonne estimation de la flexibilité intrajournalière offerte aux utilisateurs dans le tarif de transport de gaz. L'étude menée par GRTgaz et TIGF montre que, dans les conditions de fonctionnement attendues, une centrale électrique a des besoins en volume modulé très supérieurs à cette valeur.
 Dans ces conditions, la CRE retient la proposition de GRTgaz de définir un service de flexibilité intrajournalière, qui s'appliquerait aux sites présentant un volume modulé moyen sur les jours de fonctionnement supérieur à 0,8 GWh/jour.
 Ainsi, tout utilisateur présentant un volume modulé supérieur à celui offert dans le cadre des tarifs actuels devra souscrire ce service de flexibilité intrajournalière, quel que soit son usage du gaz.
 c) La couverture des coûts générés par les besoins de flexibilité intrajournalière :
 L'article 7 de loi du 3 janvier 2003 prévoit que les tarifs de transport sont établis « en tenant compte des caractéristiques du service rendu et des coûts liés à ce service ». En conséquence, la CRE retient le principe d'une tarification de la prestation de flexibilité intrajournalière qui reflète strictement le service sollicité et les coûts engendrés par les utilisateurs de ce service.
 Le coût associé à la flexibilité intrajournalière sollicitée par le marché conventionnel sur le réseau de GRTgaz est de 5,7 M€ par an de 2011 à 2013. Pour ces utilisateurs, la mise en place d'un service de flexibilité intrajournalière introduirait une complexité et des coûts importants pour les GRT et les utilisateurs eux-mêmes. En conséquence, la CRE propose de maintenir la mutualisation de ce coût dans le tarif de transport, ce qui représente 1,5 €/MWh/j et par an.
 Le service de flexibilité intrajournalière proposé par la CRE pour les sites fortement modulés et décrit ci-après couvre les coûts liés aux besoins de flexibilité intrajournalière de ces sites. Les sites fortement modulés ne doivent donc pas payer le coût de la flexibilité intrajournalière mutualisé dans le tarif d'accès au réseau de GRTgaz. Pour cela, la CRE propose de diminuer de 1,5 €/MWh/j et par an le terme de capacité de livraison appliqué aux sites fortement modulés.
 d) Coûts liés au service de flexibilité intrajournalière :
 La CRE a procédé à une analyse détaillée des coûts internes et externes présentés par GRTgaz. Elle propose de ne retenir, pour définir le tarif du service de flexibilité intrajournalière de GRTgaz, que les coûts supplémentaires qu'elle considère strictement liés à la couverture des besoins des sites fortement modulés.
 Aujourd'hui, GRTgaz n'a considéré dans l'évaluation de ses coûts que deux sources externes de flexibilité, Storengy et Elengy. GRTgaz a l'obligation de rechercher et de choisir le meilleur coût pour couvrir ses besoins de flexibilité intrajournalière. En conséquence, à l'avenir, d'autres sources devront être sollicitées : STMFC, TIGF, les autres opérateurs d'infrastructures et les autres acteurs du marché (fournisseurs et consommateurs). Dans ce cadre, la CRE demande à GRTgaz d'étudier au sein de la Concertation gaz et de lui proposer, le cas échéant, les modalités de mise en concurrence des sources de flexibilité intrajournalière.
 Pour déterminer les coûts à prendre en compte pour le service de flexibilité intrajournalière, la CRE retient les hypothèses de sollicitation de la flexibilité intrajournalière par les sites fortement modulés utilisées dans la cadre de l'étude menée par GRTgaz et TIGF, décrites dans le tableau ci-après :
2011
2012
2013
Volume modulé requis par les centrales électriques 
11 TWh
14 TWh
18 TWh
Nombre de tranches de 440 MWe
9
12
15

 Hypothèses de fonctionnement communiquées par les producteurs d'électricité : 16 heures par jour, durant 310 jours.
 Sur la base des prévisions de sollicitation ci-dessus et des coûts présentés par GRTgaz, la CRE retient les coûts suivants pour la période 2011-2013 pour le service de flexibilité à destination des sites fortement modulés.
MOYENNE 2011-2013
Coûts internes GRTgaz (M€)
4,6
Coûts externes à GRTgaz (M€)
8,1
          Coûts liés à l'offre de Storengy (M€)
6,7
          Coûts liés à l'offre d'Elengy à Fos (M€)
1,4
   Total (M€)
12,7
 La CRE a pris en compte les coûts internes de GRTgaz qui sont spécifiquement induits par les sites fortement modulés, en particulier les coûts de gestion opérationnelle et contractuelle de la relation avec les sites concernés et les fournisseurs de flexibilité intrajournalière, les impacts organisationnels et opérationnels pour le dispatching de GRTgaz (hausse des effectifs, des études de réseau et de programmation), les coûts de maintenance, d'évolution des systèmes d'information, etc. Elle a écarté les autres coûts présentés par GRTgaz, dans la mesure où elle considère qu'ils sont également induits par d'autres facteurs d'évolution tels que les obligations des GRT prévues dans le cadre du troisième paquet législatif européen adopté en 2009 ou la mise en place d'un système d'équilibrage fondé sur les mécanismes de marché.
 En ce qui concerne les coûts externes, la CRE retient :
 ― l'offre de Storengy, modifiée sur la base d'un prix de fourniture de la flexibilité intrajournalière différencié selon la saison et le sens de sollicitation des stockages ;
 ― une offre régulée d'Elengy prenant en compte les coûts supplémentaires liés à la fourniture de flexibilité intrajournalière par le terminal méthanier de Fos-Tonkin.
 e) Définition du service de flexibilité intrajournalière sur le réseau de GRTgaz :
 Le service de flexibilité intrajournalière de GRTgaz est interruptible. GRTgaz étudiera dans le cadre de la Concertation gaz et soumettra à la CRE les conditions d'interruption de ce service, ainsi que les règles de répartition de la flexibilité intrajournalière en cas d'incapacité à répondre à l'ensemble de la demande.
 Ce service s'applique aux sites (ou, par délégation, aux expéditeurs des sites) raccordés au réseau de GRTgaz et présentant en moyenne sur les jours de fonctionnement un volume modulé journalier supérieur à 0,8 GWh. Pour les sites existants, GRTgaz évalue ce critère sur la base d'un historique des consommations de l'année précédente. Pour les sites nouvellement raccordés, ce critère sera évalué à partir du volume modulé journalier sur les jours de fonctionnement déclaré par le site, puis sur la base d'un bilan trimestriel, avec rétroactivité sur la période passée dès lors que le critère est atteint.
 La fourniture de flexibilité intrajournalière par GRTgaz est fondée sur une déclaration d'un profil horaire de consommation du site la veille pour le lendemain, afin de permettre à GRTgaz de configurer son réseau et de solliciter, en cas de besoin, les sources externes de flexibilité intrajournalière. GRTgaz confirme à l'opérateur du site la veille pour le lendemain la faisabilité du programme horaire de fonctionnement déclaré et fournit les conditions de modification du programme horaire de fonctionnement du site (notamment le délai de prévenance).
 Pour toute modification envisagée 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 à GRTgaz son nouveau profil horaire de consommation.
 Le tarif du service de flexibilité intrajournalière se compose de deux termes :
 ― un terme relatif au volume modulé dans la journée (VMJ) ;
 ― un terme relatif à l'amplitude de débit horaire maximum, soit l'écart entre le débit horaire minimum et le débit horaire maximum constaté dans la journée (ADH).
 Afin d'inciter les sites fortement modulés à limiter leurs besoins de flexibilité intrajournalière, le poids du terme lié au volume modulé est plus important que celui de l'amplitude.
Volume modulé dans la journée 
VMJ
0,4 €/MWh
Amplitude de débit horaire maximum constatée dans la journée
ADH
2 €/MWh/h
 Le service de flexibilité est facturé sur la base du profil de consommation horaire mesuré en fonction du volume modulé et de l'amplitude de débit horaire du site constatés sur la journée gazière.
 Au total, le service de flexibilité intrajournalière proposé par la CRE conduirait, pour une centrale électrique à cycle combiné au gaz (tranche de 440 MWe) fonctionnant en moyenne 16 heures par jour pendant 310 jours, à un coût proche de 1 M€ par an.
 f) Le cas du réseau de TIGF :
 Compte tenu des travaux en cours et des perspectives d'arrivée de nouveaux sites fortement modulés dans le Sud-Ouest, au plus tôt à l'horizon 2014, le traitement de la fourniture de flexibilité intrajournalière pour le réseau de TIGF sera défini dans une prochaine proposition tarifaire.
1.3. Définition des travaux à venir
 GRTgaz et TIGF poursuivront les travaux au sein de la Concertation gaz, afin de proposer à la CRE des règles permettant de traiter les points suivants :
 ― les conditions d'interruption de ce service ainsi que les règles de répartition de la flexibilité intrajournalière en cas d'incapacité à répondre à l'ensemble de la demande ;
 ― la gestion de la déclaration la veille pour le lendemain et des redéclarations en cours de journée ;
 ― les modalités de mise en concurrence des sources de flexibilité intrajournalière.
 L'instruction de ces points doit être menée par les gestionnaires des réseaux de transport de gaz en coordination étroite avec RTE, afin de prendre en compte les interactions et les contraintes des systèmes électriques et gaziers.
2. Evolution du niveau des différents termes tarifaires
2.1. Aux points d'entrée terrestres français
 La CRE propose de maintenir dans le cadre de l'ATRT4 la péréquation des tarifs aux points d'entrée terrestres français (PIR).
 Ce principe de péréquation fera l'objet d'une analyse détaillée en concertation avec l'ensemble des acteurs de marché pour la prochaine période tarifaire pour prendre en compte les orientations européennes, qui préconisent la mise en place d'enchères pour la commercialisation des capacités aux points d'interconnexion des réseaux de transport.
2.2. A l'interface avec les terminaux méthaniers
et les stockages
 Afin de s'assurer que l'ensemble des utilisateurs du réseau ne supportera pas, via les tarifs de transport, les coûts de développement des capacités créées spécifiquement pour les besoins des utilisateurs d'une infrastructure particulière, la CRE propose de compléter les règles tarifaires applicables aux points d'interface avec les terminaux méthaniers (PITTM) et les stockages souterrains (PITS).
 Ainsi, pour tout projet de développement des capacités d'entrée fermes sur les réseaux de transport français à partir d'un terminal méthanier, l'opérateur du terminal devrait compenser financièrement le GRT si l'intégralité des capacités d'entrée fermes développées à sa demande n'était pas souscrite par les expéditeurs utilisant le terminal méthanier.
 En outre, pour tout projet de développement des capacités d'entrée ou de sortie sur les réseaux de transport à partir d'un stockage souterrain ou de nouvelles offres de stockage impliquant un usage non climatique des capacités aux PITS, l'impact financier pour les réseaux de transport de gaz sera analysé. Dans le cas où un projet entraînerait des coûts d'investissements élevés sur le réseau de transport, le terme tarifaire au PITS sera augmenté ou une participation financière sera demandée à l'opérateur de stockage souterrain concerné.
 Enfin, GRTgaz propose deux autres évolutions des règles tarifaires en vigueur aux PITS :
 ― une modification des noms des PITS pour tenir compte des évolutions possibles de l'offre de stockage de Storengy au 1er avril de chaque année ;
 ― une modification des règles tarifaires concernant les capacités interruptibles d'injection dans le groupement « Sediane Littoral » pour prendre en compte les travaux menés dans le cadre de la Concertation gaz sur les conditions d'interruption des capacités à la liaison Nord-Sud et aux PITS.
 La CRE retient ces propositions. Ainsi, à compter du 1er avril 2011, le nom des PITS sur le réseau de GRTgaz évolue de la manière suivante :
PITS AVANT LE 1er AVRIL 2011
PITS À COMPTER DU 1er AVRIL 2011
Sediane B
Nord B
Sediane Littoral
Nord-Atlantique
Sediane 
Nord-Ouest
Serene Nord
Nord-Est
Serene Sud
Sud-Atlantique
Saline
Sud-Est
 GRTgaz proposera à la CRE, à la suite des travaux menés dans le cadre de la Concertation gaz, les règles opérationnelles de mise à disposition des capacités interruptibles à la liaison Nord-Sud et aux PITS et publiera les prévisions de disponibilité de ces capacités.
2.3. Synthèse sur l'évolution du niveau des différents termes
 Pour GRTgaz, la hausse tarifaire est appliquée uniformément à tous les termes tarifaires, soit + 3,2 %, à l'exception des termes tarifaires aux liaisons entre zones d'équilibrage (liaison Nord-Sud, interface avec la zone TIGF et service de conversion de gaz) et aux points d'échange de gaz, qui restent inchangés.
 Pour TIGF, la baisse tarifaire est appliquée uniformément à tous les termes tarifaires, soit ― 13,4 %, à l'exception :
 ― des points d'entrée depuis l'Espagne, dont le tarif est péréqué avec celui des points d'entrée réseau sur le réseau de GRTgaz ;
 ― des points de sortie vers l'Espagne, dont le tarif est calculé de manière à maintenir le coût de transport depuis le nord du territoire ;
 ― du point d'échange de gaz, dont les termes tarifaires sont inchangés.
3. Autres points
 a) Service de « Use it or lose it » court terme :
 Les tarifs en vigueur prévoient la commercialisation par GRTgaz et TIGF, aux principaux points du réseau principal, d'un service complémentaire de « Use it or lose it » court terme interruptible (UIOLI CT), « lorsque toutes les capacités fermes ont été souscrites ».
 Sur la base du retour d'expérience mené dans le cadre de la Concertation gaz, GRTgaz propose de créer un service de type UIOLI CT ouvert sur les points non congestionnés dans la mesure où ce service, commercialisé plus tardivement que les capacités quotidiennes fermes, répond à un besoin de certains acteurs du marché non couvert par les autres types de capacités. Ce service aurait les caractéristiques et le nom du service UIOLI CT existant mais avec un prix identique à celui de la souscription quotidienne ferme, soit 1/160e du prix de la souscription annuelle ferme, afin d'éviter tout arbitrage entre les différents produits de capacité. Pour les points congestionnés, le prix de l'UIOLI CT resterait inchangé, soit 1/500e  du prix de la souscription annuelle ferme.
 La CRE retient la proposition de GRTgaz et propose de l'appliquer également au réseau de TIGF.
 b) Capacités restituables au point d'entrée d'Obergailbach :
 GDF Suez s'est engagé auprès de la Commission européenne à restituer des capacités d'entrée à long terme sur le réseau de GRTgaz, à compter du 1er octobre 2010. Ces capacités, commercialisées par GRTgaz au premier trimestre 2010, n'ont pas été souscrites en totalité pour le point d'entrée d'Obergailbach.
 Par ailleurs, des capacités restituables sont commercialisées au point d'entrée d'Obergailbach à hauteur de 20 %. Ces capacités restituables, introduites au niveau des points d'entrée congestionnés pour permettre la remise sur le marché de capacités de long terme, sont tarifées à un prix égal à 90 % du prix de la capacité ferme annuelle correspondante.
 En conséquence, si des capacités fermes de long terme sont durablement disponibles au point d'entrée d'Obergailbach, la CRE pourrait proposer la suppression des capacités restituables en ce point au 1er avril 2012.
V. ― Mise à jour du dispositif de régulation incitative
de la qualité de service de GRTgaz et TIGF
 Dans l'objectif d'inciter financièrement GRTgaz et TIGF à améliorer la qualité de leurs prestations vis-à-vis des expéditeurs et des consommateurs finals, la présente proposition tarifaire met à jour le dispositif de régulation incitative de la qualité de service à compter du 1er avril 2011.
 Le dispositif entré en vigueur au 1er janvier 2009 a donné de bons résultats. La qualité de service des deux transporteurs s'est améliorée sensiblement, notamment en ce qui concerne la ponctualité et la qualité des données de quantités de gaz livrées, que ce soit aux PITD ou pour les consommateurs directement raccordés au réseau de transport de gaz.
 Sur la base de ce retour d'expérience, et afin de tenir compte des progrès réalisés par les transporteurs et, ainsi, de conserver un caractère incitatif, la CRE propose de modifier les objectifs à atteindre ou le niveau des incitations financières pour les trois indicateurs ci-dessous :
 ― réévaluation des objectifs et nouvelle définition de la conformité d'une journée gazière pour l'indicateur de suivi de la qualité des mesures provisoires de quantités de gaz livrées aux PITD transmises aux GRD pour le calcul des allocations ;
 ― réévaluation des objectifs et nouvelle définition de la conformité d'un comptage pour l'indicateur de suivi de la qualité des quantités de livraison des consommateurs raccordés au réseau de transport ;
 ― réévaluation du montant des incitations pour l'indicateur de suivi du taux de disponibilité des portails des GRT.
TARIFS D'UTILISATION
DES RÉSEAUX DE TRANSPORT DE GAZ NATUREL
 Les parties II, III, IV, V, VIII et IX de l'annexe de l'arrêté du 6 octobre 2008 approuvant les tarifs d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel, modifié par l'arrêté du 10 mars 2010, sont remplacées, à compter du 1er avril 2011, par les dispositions suivantes.
II. ― Principes de rémunération des gestionnaires
de réseaux de transport de gaz
 Les principes de rémunération définis ci-dessous sont fixés pour GRTgaz et TIGF pour une période de quatre ans, à compter du 1er janvier 2009.
1. Calcul des charges de capital
 Les charges de capital comprennent la rémunération et l'amortissement de la base d'actifs régulée (BAR) ainsi que la rémunération des immobilisations en cours et, le cas échéant, les coûts échoués.
 Le périmètre de la BAR est constitué des investissements réalisés par les GRT. Les actifs de la BAR sont réévalués au 1er janvier de chaque année. L'indice de réévaluation utilisé est l'indice des prix à la consommation hors tabac en glissement de juillet à juillet, tel que calculé par l'INSEE pour l'ensemble des ménages résidant en France (série INSEE n° 641194 métropole + DOM, hors tabac).
 Le montant des immobilisations en cours est égal à la moyenne, pour chaque année d'application du tarif, entre le niveau d'immobilisations en cours au 1er janvier et le niveau au 31 décembre, compte tenu des dépenses engagées au cours de l'exercice.
 Les coûts échoués liés à une sortie d'actifs de la BAR avant la durée complète d'amortissement sont couverts par le tarif à la valeur nette comptable. La prise en compte de ces sorties d'actifs s'effectuera sur la base de dossiers argumentés présentés par les opérateurs à la CRE.
2. Taux de rémunération
 Le taux de rémunération de la BAR est de 7,25 %.
 Une prime de 125 points de base est appliquée pour les investissements entrés en service entre le 1er janvier 2004 et le 31 décembre 2008 ainsi que pour ceux décidés avant le 1er janvier 2008 et mis en service à compter du 1er janvier 2009.
 Le taux de rémunération des immobilisations en cours est de 4,6 % à compter du 1er janvier 2009.
3. Incitation à l'investissement
 Les investissements permettant de créer de la capacité d'acheminement supplémentaire sur le réseau principal ou de réduire le nombre de zones d'équilibrage bénéficient d'une prime de 300 points de base par rapport au taux de rémunération de la BAR, appliquée pendant dix ans.
4. Traitement des subventions européennes
 Pour les actifs bénéficiant du taux de rémunération majoré, tel que prévu au paragraphe ci-dessus, les charges de capital normatives pour la part subventionnée des actifs inscrite dans la base d'actifs régulés (BAR) sont limitées à la prime de 3 % pendant dix ans.
 En outre, la rémunération des immobilisations en cours ne s'applique pas à la part des investissements financée par des subventions perçues.
III. ― Tarif d'utilisation du réseau de transport de GRTgaz
 Le tarif d'utilisation du réseau de transport de GRTgaz défini ci-dessous s'applique à compter du 1er avril 2011 pour une durée d'un an.
1. Trajectoire de revenu autorisé
 La trajectoire de revenu autorisé de GRTgaz est fixée pour quatre ans. Elle est constituée des éléments suivants :
M€
2009
2010
2011
2012
Charges de capital
756,1
800,8
861,9
890,4
Trajectoire de charges d'exploitation nettes
601,9
610,9 (*)
624,7
IPC + 1,1 %
Révision des charges d'énergie
X
― 21,9
― 48,5
Révision des charges liées au service de conversion « base » de gaz H en gaz B
X
X
7,1
Capsquare
X
X
0,4
CRCP 2007-2008
― 23,1
― 23,1
― 23,1
― 23,1
CRCP 2009-2010 (avec le bilan définitif pour 2008)
X
X
― 8,4
― 8,4
   Total revenu autorisé
1 334,9
1 366,7
1 414,1
 (*) La trajectoire 2010 de charges d'exploitation nettes était fondée sur une prévision d'inflation 2009 de 0,4 %. L'inflation réelle ayant été de 0,06 %, les charges d'exploitation nettes de référence pour 2010 ont été revues à 608,9 M€.
1.1. Charges de capital (CAPEX)
 L'écart éventuel entre la prévision de CAPEX en 2011 et la réalisation est couvert en totalité par le compte de régularisation des charges et des produits (CRCP) défini ci-dessous, à l'exception des coûts échoués.
 En ce qui concerne les coûts échoués (valeur comptable résiduelle des actifs retirés de l'inventaire avant la fin de leur durée de vie), à la fin de la période tarifaire :
 ― si le montant total de coûts échoués constaté sur la période 2009-2012 est inférieur à la prévision tarifaire retenue pour la même période, l'écart correspondant sera récupéré via le CRCP ;
 ― si le montant total de coûts échoués constaté sur la période 2009-2012 est supérieur à la prévision tarifaire, les coûts échoués supplémentaires pourraient être couverts via le CRCP au cas par cas, sur la base de dossiers argumentés présentés par GRTgaz à la CRE.
 La prévision tarifaire retenue pour la période 2009-2012 est la suivante :
M€
2009
2010
2011
2012
Coûts échoués (à la valeur nette comptable)
0,0
1,7
5,6
1,2
 Enfin, les charges relatives aux études techniques et démarches amont, qui ne pourraient être immobilisées si les projets concernés ne se réalisaient pas pourraient être couverts via le CRCP, au cas par cas, sur la base de dossiers argumentés présentés par GRTgaz à la CRE.
1.2. Charges d'exploitation (OPEX) nettes
 L'hypothèse d'inflation retenue pour 2010 étant de + 1,5 %, les charges nettes d'exploitation retenues pour 2011, hors variation du prix de l'énergie, augmenteront de 2,6 % par rapport à celles retenues pour l'année 2010, soit un montant de 624,7 M€.
 Pour 2012, hors variation du prix de l'énergie telle que définie au 1.3 ci-dessous, les OPEX nettes prises en compte dans le revenu autorisé sont définies en appliquant au montant de l'année 2011 (après prise en compte de l'inflation constatée en 2010) le pourcentage de variation Z1 suivant :
z1 = IPC + 1,1 %
 Avec IPC correspondant à la variation annuelle moyenne constatée sur l'année calendaire précédente de l'indice des prix à la consommation hors tabac, tel que calculé par l'INSEE pour l'ensemble des ménages France entière (série INSEE n° 641194 métropole + DOM, hors tabac).
 Compte tenu de la révision des charges d'énergie, des charges liées au service de conversion de gaz H en gaz B et des charges liées à Capsquare pour l'année 2011, les charges d'exploitation nettes prises en compte dans le revenu autorisé retenu pour définir la grille tarifaire sont fixées à 583,7 M€.
 A la fin de la période tarifaire, les gains de productivité, qui pourraient être réalisés par GRTgaz, seront partagés à parts égales entre l'opérateur et les utilisateurs du réseau.
 Ces gains de productivité seront évalués, par différence entre :
 ― le montant total des charges d'exploitation nettes maîtrisables de GRTgaz, définies comme les charges d'exploitation nettes de GRTgaz diminuées des charges centrales retenues et des postes de charges et de produits couverts par le mécanisme de CRCP, calculé sur la base des données réalisées en 2009, 2010, 2011 et 2012 ;
 ― la trajectoire de référence des charges d'exploitation nettes maîtrisables de GRTgaz. Cette trajectoire sera calculée à la fin de la période tarifaire, pour les années 2010, 2011 et 2012, en appliquant annuellement un pourcentage de variation égal à IPC + 0,26 % à partir du niveau de référence retenu pour 2009, soit 431,3 M€.
1.3. Prise en compte du solde du CRCP
en cours de période tarifaire
 Un premier solde du CRCP, calculé par la CRE, est apuré sur une période de quatre ans, avec des annuités constantes, à compter du 1er avril 2011. Il intègre une correction de l'estimation du CRCP pour l'année 2008, les écarts constatés au titre de l'année 2009 et une estimation des écarts pour l'année 2010.
 A la fin de la période tarifaire de quatre ans, un nouveau solde du CRCP calculé par la CRE et constitué d'une correction de l'estimation du CRCP pour l'année 2010, des écarts constatés pour l'année 2011, des écarts estimés pour l'année 2012 et des annuités restantes au titre du premier solde du CRCP, est pris en compte pour définir le tarif pour la période tarifaire suivante.
 Afin d'assurer la neutralité financière du mécanisme, les montants pris en compte dans le CRCP pour les années postérieures à 2009 sont actualisés à un taux d'intérêt équivalent au taux sans risque fixé à 4,2 % par an, nominal avant impôt.
 Les montants et valeurs de référence des postes du CRCP de GRTgaz sont les suivants :
2009
2010
2011
2012
Revenus acheminement aval, couverts à 100 % (M€)
923,4
939,7
986,3
Revenus acheminement amont, couverts à 50 % (M€)
411,5
423,8
427,8
Revenus associés à la restitution de capacités de GDF Suez au 1er octobre 2010, couverts à 100 % (M€)
3,2
Produits de raccordement des centrales électriques, couverts à 100 % (M€)
38,6
18,1
18,1
12,5
Charges de capital, couvertes à 100 % (M€)
756,1
799,1
856,3
889,2
Charges d'énergie motrice et écart entre recettes et charges lié aux quotas de CO2, couverts à 80 % (M€)
131,1
90,9
66,6
118,5 (*)
Charges liées au contrat inter-opérateurs, couvertes à 100 % (M€) (**)
19,2
31,8
32,6
33,4
Charges d'exploitation prévisionnelles prenant en compte la prévision d'inflation
OPEX
624,7
Inflation
1,5 %
 (*) En cas de variation du prix de l'énergie supérieure à 5 %, le montant de référence retenu pour les charges d'énergie motrice pourra être revu lors des prochaines mises à jour de la grille tarifaire.
(**) Le CRCP prendra en compte le montant final de l'accord inter-opérateurs après intégration des résultats de l'audit du projet artère de Guyenne mené par la CRE.
 Par ailleurs, les résultats de tous les audits conduits par la CRE sont pris en compte au CRCP.
2. Grille tarifaire pour l'utilisation du réseau de GRTgaz
 La grille tarifaire détaillée de GRTgaz est mise à jour au 1er avril de chaque année, à compter de 2010.
 Elle est établie de façon à couvrir pour chaque année le revenu autorisé défini au III-1 en prenant en compte la meilleure prévision disponible des souscriptions de capacités pour l'année considérée.
3. Grille tarifaire pour l'utilisation du réseau
de GRTgaz applicable au 1er avril 2011
3.1. Acheminement sur le réseau principal
 Le tarif d'utilisation du réseau principal de GRTgaz comporte les termes suivants :
 ― terme de capacité d'entrée sur le réseau principal (TCE) ;
 ― terme de capacité de liaison entre zones d'équilibrage (TCLZ) ;
 ― terme de capacité de sortie aux PIR (TCST) ;
 ― terme de capacité de sortie du réseau principal (TCS) ;
 ― terme de proximité (TP) ;
 ― termes de capacité d'entrée et de sortie aux PITS (TCES et TCSS).
 A l'interface entre le réseau de GRTgaz et celui de TIGF, les souscriptions se font par saison :
 ― saison d'été, d'avril à octobre inclus ;
 ― saison d'hiver, de novembre à mars inclus.
 a) Terme de capacité d'entrée sur le réseau principal :
 Les termes applicables aux souscriptions annuelles ou saisonnières de capacité journalière d'entrée sur le réseau principal de GRTgaz sont définis dans le tableau suivant :
POINT D'ENTRÉE
ZONE D'ÉQUILIBRAGE
TCE
(€/MWh/jour par an ou saison)
Souscriptions fermes
TCE
(coefficient sur terme ferme)
Souscriptions interruptibles
Taisnières B
Nord
75,12
50 %
Taisnières H
Nord
96,58
50 %
Dunkerque
Nord
96,58
50 %
Obergailbach
Nord
96,58
50 %
Montoir
Nord
91,21
Sans objet
Fos 
Sud
91,21
Sans objet
TIGF
Sud
Eté : 43,75
Hiver : 31,25
75 %
 La détention de capacités de regazéification au niveau d'un terminal méthanier entraîne l'obligation de souscrire les capacités d'entrée sur le réseau de transport correspondantes, pour la même durée et le même niveau.
 Aux PITTM Montoir et Fos :
 ― tout expéditeur souscrivant un service « continu » auprès des gestionnaires de terminaux méthaniers se verra attribuer une capacité annuelle ferme (C) égale à :
 c = QAexp /QTM * CPITTM
 Avec :
 QAexp = capacité annuelle de regazéification souscrite par l'expéditeur au niveau du terminal ;
 QTM = capacité technique ferme totale annuelle de regazéification du terminal méthanier de Montoir pour le PITTM Montoir ou 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 ;
 CPITTM = capacité journalière ferme d'entrée au PITTM ;
 ― au début de chaque mois, le GRT calcule, pour chaque expéditeur, l'émission journalière maximale du mois précédent. Si celle-ci excède la capacité C calculée selon les modalités définies ci-dessus, alors il facture à ce dernier une souscription mensuelle de capacité journalière supplémentaire égale à la différence entre l'émission journalière maximale du mois précédent et la capacité C, à un prix égal à 1/12 du prix de la souscription annuelle ferme ;
 ― tout expéditeur souscrivant un service « bandeau » ou « spot » auprès des gestionnaires de terminaux méthaniers se voit attribuer une capacité mensuelle ferme (C) de base égale à 1/30 de la capacité de regazéification souscrite auprès des gestionnaires de terminaux méthaniers. Le prix applicable est égal à 1/12 du prix de la souscription annuelle ferme.
 b) Terme de capacité de liaison entre zones d'équilibrage :
 Les termes applicables aux souscriptions annuelles de capacité journalière de liaison entre les zones d'équilibrage de GRTgaz sont définis dans le tableau suivant :
LIAISON ENTRE ZONES D'ÉQUILIBRAGE
TCLZ
(€/MWh/jour par an)
Souscriptions fermes
TCLZ
(coefficient sur terme ferme)
Souscriptions interruptibles
Nord   Sud
208,04
50 %
Sud   Nord
156,03
50 %
 c) Terme de capacité de sortie aux PIR :
 Les termes applicables aux souscriptions annuelles ou saisonnières de capacité journalière de sortie aux PIR sont définis dans le tableau suivant :
SORTIE VERS PIR
ZONE D'ÉQUILIBRAGE
TCST
(EUR/MWh/jour par an ou saison)
Souscriptions fermes
TCST
(coefficient sur terme ferme)
Souscriptions interruptibles
TIGF
Sud
Eté : 43,75
Hiver : 31,25
90 %
Oltingue
Nord
336,96
75 %
Jura
Sud
75,12
75 %
 d) Terme de capacité de sortie du réseau principal :
 Chaque zone de sortie du réseau principal de GRTgaz est définie par l'ensemble des points de livraison qui lui sont rattachés.
 Pour chaque expéditeur et dans chaque zone de sortie, la souscription annuelle ferme de capacité de sortie du réseau principal doit être supérieure ou égale à la somme des souscriptions annuelles fermes de capacité de livraison dans cette zone de sortie.
 Le terme applicable aux souscriptions annuelles fermes de capacité journalière de sortie du réseau principal de GRTgaz est égal pour toutes les zones de sortie à 71,42 €/MWh/jour par an.
 e) 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 :
ZONE D'ÉQUILIBRAGE
POINT D'ENTRÉE
ZONE DE SORTIE ASSOCIÉE
TP
(€/MWh)
Nord
Taisnières B
Région Taisnières B
0,19
Nord
Taisnières H
Région Taisnières H
0,25
Nord
Dunkerque
Région Dunkerque
0,25
Nord
Obergailbach
Région Obergailbach
0,25
 f) Termes de capacité d'entrée et de sortie des stockages :
 Chaque zone d'équilibrage de GRTgaz comprend plusieurs PITS :
 ― la zone d'équilibrage Nord comprend quatre PITS : Nord-Atlantique (gaz H), Nord-Ouest (gaz H), Nord-Est (gaz H), Nord B (gaz B) ;
 ― la zone d'équilibrage Sud comprend deux PITS : Sud-Atlantique (gaz H) et Sud-Est (gaz H).
 Les termes (TCES et TCSS) applicables aux souscriptions annuelles de capacité journalière d'entrée et de sortie aux PITS sont définis dans le tableau suivant :
PITS
TCES
(€/MWh/jour par an)
TCSS
(€/MWh/jour par an)
Tous PITS
13,95
2,79
 Les capacités annuelles d'entrée et de sortie aux PITS allouées à chaque expéditeur par GRTgaz sont égales, respectivement, à la capacité journalière nominale de soutirage, augmentée, le cas échéant, de la capacité journalière de soutirage conditionnelle, et à la capacité journalière nominale d'injection, augmentée, le cas échéant, de la capacité journalière d'injection conditionnelle, souscrites par cet expéditeur auprès de l'opérateur de stockage, dans la limite des capacités du réseau.
 Des capacités annuelles interruptibles d'entrée et de sortie aux PITS sont commercialisées aux PITS Nord-Atlantique et Sud-Atlantique. Ces capacités annuelles interruptibles ne sont commercialisées que lorsque toutes les capacités annuelles fermes ont été souscrites. Le prix applicable à des souscriptions annuelles interruptibles de capacité journalière d'entrée à partir des PITS Nord-Atlantique et Sud-Atlantique est égal à 75 % du prix de la souscription annuelle ferme de capacité journalière. Le prix applicable à des souscriptions annuelles interruptibles de capacité journalière de sortie aux PITS Nord-Atlantique et Sud-Atlantique est égal à 50 % du prix de la souscription annuelle ferme de capacité journalière.
 g) Capacités à rebours sur le réseau principal :
 Le prix applicable aux souscriptions annuelles de capacité journalière à rebours est égal à 20 % du prix de la souscription annuelle ferme de capacité journalière dans le sens dominant.
 La capacité à rebours existe sur les points suivants du réseau de GRTgaz :
Taisnières HPoints d'entrée
Obergailbach
Sortie vers PIR
Oltingue
 h) Capacités restituables sur le réseau principal :
 Aux points d'entrée hors PITTM 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 en un des points mentionnés précédemment, une fraction R de la part de sa souscription au-delà de 20 % des capacités annuelles fermes commercialisables est convertie en capacité restituable.
 La fraction R de capacité restituable est définie dans le tableau suivant :
POINT CONCERNÉ
DUNKERQUE
OBERGAILBACH
TAISNIÈRES H
TAISNIÈRES B
R
20 %
20 %
0 %
15 %
 Le prix d'une capacité annuelle ou saisonnière restituable est égal à 90 % du prix de la capacité ferme annuelle correspondante.
 Les règles de restitution et de souscription de ces capacités sont définies par GRTgaz, sur des bases objectives et transparentes prévenant toute discrimination, et rendues publiques sur son site internet.
3.2. Acheminement sur le réseau régional
 a) Souscription annuelle ferme :
 Le terme applicable aux souscriptions annuelles fermes de capacité journalière de transport sur le réseau régional est le produit du terme unitaire, fixé à 51,51 €/MWh/jour par an, et du niveau de tarif régional (NTR) du point de livraison considéré :
TCR
(€/MWh/jour par an)
GRTgaz
51,51 x NTR
 La liste des points de livraison sur le réseau de GRTgaz, accompagnés de leur zone de sortie et de leur valeur de NTR, figure en annexe du présent document.
 Lorsqu'un nouveau point de livraison est créé, GRTgaz calcule la valeur du NTR de façon transparente et non discriminatoire, sur la base d'une méthode de calcul publiée sur son site internet, et en communique le résultat à la CRE.
 La souscription de capacité ferme de transport sur le réseau régional est égale, pour chaque point de livraison, à la souscription de capacité ferme de livraison en ce point.
 b) Souscription annuelle interruptible :
 Pour toute capacité annuelle interruptible de transport sur le réseau régional souscrite, le terme de capacité de transport sur le réseau régional est réduit de 50 %.
 La souscription de capacité interruptible de transport sur le réseau régional est égale, pour chaque point de livraison, à la souscription de capacité interruptible de livraison en ce point.
 Les conditions d'interruptibilité sur le réseau régional sont définies par GRTgaz, sur des bases objectives et transparentes prévenant toute discrimination, et rendues publiques sur son site internet.
3.3. Livraison du gaz
 a) Pour les consommateurs raccordés au réseau de transport et les PIRR :
 Pour les expéditeurs alimentant des consommateurs finals raccordés au réseau de transport et des PIRR, le terme de livraison est composé :
 ― d'un terme fixe égal à 4 077,81 €/an et par poste de livraison ;
 ― d'un terme applicable à des souscriptions de capacité journalière de livraison.
 Le terme applicable aux souscriptions annuelles fermes de capacité journalière de livraison est défini dans le tableau suivant :
TCR
(€/MWh/jour par an)
Consommateurs fortement modulés (*)
21,04
Autres consommateurs et PIRR
22,54

 (*) Consommateurs présentant en moyenne un volume modulé journalier supérieur à 0,8 GWh par jour de fonctionnement (cf. paragraphe 3.9).
 Pour toute capacité annuelle interruptible de livraison souscrite, le terme de capacité de livraison est réduit de 50 %.
 Tout expéditeur alimentant un ou des consommateurs finals raccordés au réseau de transport de GRTgaz se voit attribuer simultanément, à sa demande, les capacités existantes de livraison correspondant aux besoins.
 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 capacité de livraison.
 b) Pour les PITD :
 Pour les expéditeurs alimentant des PITD, le terme applicable aux souscriptions annuelles fermes de capacité journalière de livraison est défini dans le tableau suivant :
TCR
(€/MWh/jour par an)
GRTgaz
25,76
 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 GRTgaz 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.
 Les évolutions des coefficients A sont fixées par la CRE, sur proposition des GRT.
3.4. Souscription mensuelle de capacités
 Aux points d'entrée hors PITTM, aux sorties vers les PIR et sur la liaison Nord-Sud :
 Les termes applicables aux souscriptions mensuelles fermes de capacité journalière aux points d'entrée hors PITTM et hors point d'entrée depuis TIGF, aux sorties vers les PIR, hors sortie vers TIGF, ainsi qu'à la liaison Nord-Sud sont égaux à 1/8e des termes annuels correspondants.
 Les termes applicables aux souscriptions mensuelles fermes de capacité journalière aux points d'entrée et de sortie à l'interface avec TIGF sont égaux à 1,5/7 du terme correspondant en saison d'été et à 1,5/5 du terme correspondant en saison d'hiver.
 Aux PITS :
 Il n'est pas commercialisé de capacité mensuelle d'entrée et de sortie aux PITS.
 En sortie du réseau principal, sur le réseau régional et en livraison :
 Les termes applicables aux souscriptions mensuelles fermes de capacité journalière de sortie du réseau principal, de transport sur le réseau régional et de livraison sont égaux aux termes applicables aux souscriptions annuelles fermes correspondantes, multipliés par les coefficients suivants :
MOIS
TERME MENSUEL EN PROPORTION
du terme annuel
Janvier-février
8/12
Décembre
4/12
Mars-novembre
2/12
Avril-mai-juin-septembre-octobre 
1/12
Juillet-août
0,5/12
3.5. Souscription quotidienne de capacités
 Aux points d'entrée hors PITTM, aux sorties vers les PIR et sur la liaison Nord-Sud :
 Les termes applicables aux souscriptions quotidiennes de capacité journalière aux points d'entrée, hors PITTM, aux sorties vers les PIR et sur la liaison Nord-Sud sont égaux à 1/20 des termes applicables aux souscriptions mensuelles correspondantes.
 Aux PITS :
 Les capacités quotidiennes d'entrée et de sortie aux PITS allouées à chaque expéditeur par GRTgaz sont égales, respectivement, à la capacité quotidienne de soutirage et à la capacité quotidienne d'injection attribuées par l'opérateur de stockage en complément des capacités annuelles correspondantes, dans la limite des capacités du réseau.
 Le terme applicable aux souscriptions quotidiennes de capacité journalière aux PITS est égal à 1/320 du prix de la souscription annuelle ferme de capacité en ces points.
 En sortie du réseau principal, sur le réseau régional et en livraison :
 Les souscriptions quotidiennes de capacité sont commercialisées par GRTgaz pour satisfaire un besoin ponctuel et exceptionnel d'un consommateur final.
 Les termes applicables aux souscriptions quotidiennes fermes de capacité journalière de sortie du réseau principal, de transport sur le réseau régional et de livraison sont égaux à 1/20 des termes applicables aux souscriptions mensuelles fermes correspondantes.
 Les termes applicables aux souscriptions quotidiennes interruptibles de capacité journalière de sortie du réseau principal, de transport sur le réseau régional et de livraison sont égaux à 1/30 des termes applicables aux souscriptions mensuelles fermes correspondantes.
 Les capacités quotidiennes interruptibles sont commercialisées par GRTgaz, lorsque toutes les capacités quotidiennes fermes commercialisables, le jour concerné, ont été souscrites.
3.6. Capacité horaire 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 1/20 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 (en €/MWh/h par an), égal à :
 p = (Cmax ― C) × 10 × (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.
3.7. Services complémentaires
 a) « Use it or lose it » court terme (UIOLI CT) :
 Aux points d'entrée hors PITTM, aux sorties vers les PIR et sur la liaison Nord-Sud, les capacités souscrites mais non utilisées sont commercialisées chaque jour par GRTgaz :
 ― sous forme interruptible à un prix égal à 1/500 du prix de la souscription annuelle ferme ou à 1/500 de la somme du prix de la souscription saisonnière ferme d'été et du prix de la souscription saisonnière ferme d'hiver en ces points, lorsque toutes les capacités fermes ont été souscrites ;
 ― sous forme ferme à un prix égal à 1/160 du prix de la souscription annuelle ferme ou à 1/160 de la somme du prix de la souscription saisonnière ferme d'été et du prix de la souscription saisonnière ferme d'hiver en ces points, lorsque des capacités fermes sont disponibles.
 Les règles de fonctionnement du service UIOLI CT sont définies par GRTgaz, sur des bases objectives et transparentes prévenant toute discrimination, et rendues publiques sur son site internet.
 A l'interface avec TIGF, ce service est commercialisé de façon coordonnée entre les deux GRT.
 b) Vente aux enchères de capacité quotidienne :
 Aux points d'entrée, hors Fos et Montoir, aux sorties vers les PIR et sur la liaison Nord-Sud, GRTgaz commercialise, chaque jour, les capacités fermes restant disponibles après la fin de la période de commercialisation des capacités fermes journalières au tarif régulé.
 Les règles de fonctionnement du mécanisme d'enchères de capacité quotidienne sont définies par GRTgaz, sur des bases objectives et transparentes prévenant toute discrimination, et rendues publiques sur son site internet.
 Le prix de réserve utilisé pour le mécanisme d'enchères est égal à 1/200 du prix de la souscription de capacité annuelle ferme correspondant.
3.8. Offre d'acheminement interruptible à préavis court
 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 signature du contrat 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 deux 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 vingt jours par an, au risque 2 %.
 Les conditions d'interruptibilité 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 ».
 La résiliation de cette offre optionnelle fait l'objet d'un préavis minimum de quatre ans.
3.9. Service de flexibilité intrajournalière
pour les sites fortement modulés
 Le service de flexibilité intrajournalière est interruptible. Il s'applique à tous les clients raccordés au réseau de GRTgaz présentant en moyenne un volume modulé journalier supérieur à 0,8 GWh par jour de fonctionnement.
 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 déclaré par le site, puis sur la base d'un bilan trimestriel, avec rétroactivité sur la période passée dès lors que le critère est atteint.
 L'opérateur du site pour lequel le service de flexibilité intrajournalière est souscrit doit déclarer à GRTgaz un profil horaire de consommation la veille pour le lendemain et, le cas échéant, un nouveau profil à l'intérieur de la journée sous condition de respect d'un délai de prévenance. 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 à GRTgaz son nouveau profil horaire de consommation.
 Le service de flexibilité est facturé sur la base du profil de consommation horaire mesuré, en fonction du volume modulé dans la journée et de l'amplitude de débit horaire (écart entre le débit horaire minimum et le débit horaire maximum constaté dans la journée).
 Les termes tarifaires sont les suivants :
Terme de volume modulé dans la journée
€/MWh
0,4
Terme d'amplitude de débit horaire
€/MWh/h
2
 GRTgaz proposera à la CRE pour approbation, après concertation avec les acteurs de marché dans le cadre de la Concertation gaz :
 ― les conditions d'interruption de ce service ainsi que les règles de répartition de la flexibilité intrajournalière en cas d'incapacité à répondre à l'ensemble de la demande ;
 ― les modalités de mise en concurrence des sources de flexibilité intrajournalière ;
 ― la gestion de la déclaration la veille pour le lendemain et des redéclarations en cours de journée.
3.10. Injection de gaz sur le réseau
à partir d'une installation de production de gaz
 Les termes applicables à des souscriptions annuelles de capacité journalière d'entrée sur le réseau de GRTgaz à partir des PITP sont les suivants :
 ― pour les PITP dont la capacité d'entrée sur le réseau est inférieure à 5 GWh/j, le terme applicable est de 7,51 €/MWh/jour par an ;
 ― pour les autres PITP, la définition du terme applicable fait l'objet d'une étude spécifique.
3.11. Conversion de qualité de gaz
 a) Conversion de qualité de gaz H en gaz B :
 GRTgaz commercialise deux services annuels de conversion de gaz H en gaz B :
 ― un service « pointe », accessible à tous les expéditeurs disposant de gaz H dans la zone d'équilibrage Nord ;
 ― un service « base » ferme, accessible aux expéditeurs disposant de gaz H dans la zone d'équilibrage Nord et détenant moins de 15 % des capacités d'entrée à Taisnières B, dans la limite de leurs besoins pour alimenter des consommateurs finals en gaz B.
 Les prix des services de conversion sont définis dans le tableau suivant :
TERME DE CAPACITÉ
(€/MWh/jour par an)
TERME DE QUANTITÉ
(€/MWh)
Service « pointe »
133,0
0,16
Service « base »
60,0
0,16
 GRTgaz commercialise également des capacités mensuelles fermes de conversion pour le service « base ». Les coefficients mensuels applicables sont égaux aux coefficients applicables pour les capacités mensuelles de transport sur le réseau régional.
 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.
 b) Conversion de qualité de gaz B en gaz H :
 Le prix du service de conversion de qualité de gaz B en gaz H proposé par GRTgaz se compose :
 ― pour l'offre annuelle, d'un terme proportionnel à la souscription annuelle de capacité égal à 21,65 €/MWh/jour par an ;
 ― pour l'offre mensuelle, d'un terme proportionnel à la souscription mensuelle de capacité égal à 2,70 €/MWh/jour par mois.
 Les règles de fonctionnement du service de conversion de qualité de gaz B en gaz H sont définies par GRTgaz, sur des bases objectives et transparentes prévenant toute discrimination, et rendues publiques sur son site internet.
3.12. Tolérance optionnelle d'équilibrage
 GRTgaz commercialise un service optionnel d'équilibrage dont la quantité offerte est proportionnelle aux capacités de livraison détenues par l'expéditeur et dont le tarif est égal à 18,24 €/MWh/jour par an.
IV. ― Tarif d'utilisation du réseau de TIGF
 Le tarif d'utilisation du réseau de TIGF défini ci-dessous s'applique à compter du 1er avril 2011, pour une durée de deux ans.
1. Revenu autorisé
 Le revenu autorisé de TIGF est défini ci-dessous :
M€
MOYENNE 2011-2012
Charges de capital
131,7
Charges d'exploitation nettes
54,0
CRCP 2007-2008
― 5,5
CRCP 2009-2010 (avec le bilan définitif pour 2008)
― 12,8
   Total revenu autorisé
167,4
 A la fin de la période tarifaire, les gains de productivité, qui pourraient être réalisés par TIGF, seront partagés à parts égales entre l'opérateur et les utilisateurs du réseau.
 Ces gains de productivité seront évalués, par différence entre :
 ― le montant total des charges d'exploitation nettes maîtrisables de TIGF, définies comme les charges d'exploitation nettes de TIGF diminuées des postes de charges et de produits couverts par le mécanisme de CRCP, calculé sur la base des données réalisées en 2011 et 2012 ;
 ― la trajectoire de référence des charges d'exploitation nettes maîtrisables de TIGF est de 47,3 M€ pour 2011 et de 52,3 M€ pour 2012.
2. Prise en compte du solde du CRCP en fin de période tarifaire
 A la fin de la période tarifaire, le solde du CRCP calculé par la CRE et constitué d'une correction de l'estimation du CRCP pour l'année 2010, des écarts constatés pour l'année 2011 et des écarts estimés pour l'année 2012, est pris en compte pour définir le tarif pour la période tarifaire suivante.
 Les montants pris en compte dans le CRCP sont actualisés à un taux d'intérêt équivalent au taux sans risque retenu dans le cadre de la présente proposition tarifaire. Ce taux est fixé à 4,2 % par an, nominal, avant impôt.
 Les montants de référence des postes du CRCP pour TIGF sont les suivants :
M€
2011
2012
Revenus acheminement aval, couverts à 100 %
110,5
106,8
Revenus acheminement amont, couverts à 50 %
59,2
58,8
Produits de raccordement des CCCG, couverts à 100 %
0
0
Charges de capital, hors coûts échoués, couvertes à 100 %
128
135,5
Charges d'énergie motrice et écart de charges et de recettes lié aux quotas de CO2, couverts à 80 %
4,2
4,1
Recettes liées au contrat interopérateurs, couvertes à 100 % (*)
32,6
33,4

 (*) Le CRCP prendra en compte le montant final de l'accord interopérateurs après intégration des résultats de l'audit du projet artère de Guyenne mené par la CRE.
 Par ailleurs, TIGF n'a pas prévu de coûts échoués sur la période tarifaire 2011-2012. A la fin de la période tarifaire, si des coûts échoués étaient constatés sur la période 2011-2012, ils pourraient être couverts via le CRCP au cas par cas, sur la base de dossiers argumentés présentés par TIGF à la CRE.
 Enfin, les résultats de tous les audits conduits par la CRE sont pris en compte au CRCP.
3. Grille tarifaire pour l'utilisation du réseau
de TIGF applicable au 1er avril 2011
 La grille tarifaire détaillée de TIGF est établie de manière à couvrir le revenu autorisé moyen sur la période 2011-2012.
3.1. Acheminement sur le réseau principal
 Le tarif d'utilisation du réseau principal de TIGF comporte les termes suivants :
 ― terme de capacité d'entrée sur le réseau principal (TCE) ;
 ― terme de capacité de sortie aux PIR (TCST) ;
 ― terme de capacité de sortie du réseau principal (TCS) ;
 ― terme de proximité (TP) ;
 ― termes de capacité d'entrée et de sortie aux PITS (TCES et TCSS).
 Sur une partie du réseau principal de TIGF, les souscriptions se font par saison :
 ― saison d'été, d'avril à octobre inclus ;
 ― saison d'hiver, de novembre à mars inclus.
 a) Terme de capacité d'entrée sur le réseau principal :
 Les termes applicables aux souscriptions saisonnières de capacité journalière d'entrée sur le réseau principal de TIGF sont définis dans le tableau suivant :
POINT D'ENTRÉE
TCE
(€/MWh/jour par saison)
Souscriptions fermes
TCE
(coefficient sur terme ferme)
Souscriptions interruptibles
Eté
Hiver
Eté et hiver
GRTgaz Sud
37,92
27,08
90 %
Lacq
18,30
20,80
75 %
Biriatou
56,34
40,24
75 %
Larrau
56,34
40,24
75 %
 b) Terme de capacité de sortie aux PIR :
 Les termes applicables aux souscriptions saisonnières de capacité journalière de sortie aux PIR sont définis dans le tableau suivant :
POINT D'ENTRÉE
TCE
(€/MWh/jour par saison)
Souscriptions fermes
TCE
(coefficient sur terme ferme)
Souscriptions interruptibles
Eté
Hiver
Eté et hiver
GRTgaz Sud
37,92
27,08
75 %
Biriatou
172,08
122,92
75 %
Larrau
172,08
122,92
75 %
 c) Terme de capacité de sortie du réseau principal :
 Chaque zone de sortie du réseau principal de TIGF est définie par l'ensemble des points de livraison qui lui sont rattachés.
 Pour chaque expéditeur et dans chaque zone de sortie, la souscription annuelle ferme de capacité de sortie du réseau principal doit être supérieure ou égale à la somme des souscriptions annuelles fermes de capacité de livraison dans cette zone de sortie.
 Le terme applicable aux souscriptions annuelles fermes de capacité journalière de sortie du réseau principal de TIGF est égal pour toutes les zones de sortie à 75,40 €/MWh/jour par an.
 d) 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 au point d'entrée sur le 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 :
POINT D'ENTRÉE
ZONE DE SORTIE ASSOCIÉE
TP
(€/MWh)
GRTgaz Sud
Région Hérault/région Dordogne
0,32
Lacq
Région Lacq
0,37
 e) Termes de capacité d'entrée et de sortie des stockages :
 Le réseau de transport de TIGF comprend un PITS : stockage du Sud-Ouest.
 Les termes (TCES et TCSS) applicables aux souscriptions annuelles de capacité journalière d'entrée et de sortie au PITS sont définis dans le tableau suivant :
PITS
TCES
(€/MWh/jour par an)
TCSS
(€/MWh/jour par an)
Stockage du Sud-Ouest
20,80
46,80
 Les capacités annuelles d'entrée et de sortie aux PITS allouées à chaque expéditeur par TIGF sont égales, respectivement, à la capacité journalière nominale de soutirage, augmentée, le cas échéant, de la capacité journalière de soutirage de pointe, et à la capacité journalière nominale d'injection, souscrites par cet expéditeur auprès de l'opérateur de stockage, dans la limite des capacités du réseau.
 Il n'est pas commercialisé de capacité annuelle interruptible d'entrée et de sortie au PITS.
3.2. Acheminement sur le réseau régional
 a) Souscription annuelle ferme :
 Le terme applicable aux souscriptions annuelles fermes de capacité journalière de transport sur le réseau régional est le produit du terme unitaire, fixé à 39,43 €/MWh/jour par an, et du niveau de tarif régional (NTR) du point de livraison considéré :
TCR
(€/MWh/jour par an)
TIGF
39,43 x NTR
 La liste des points de livraison sur le réseau de TIGF, accompagnés de leur zone de sortie et de leur valeur de NTR, figure en annexe du présent document.
 Lorsqu'un nouveau point de livraison est créé, TIGF calcule la valeur du NTR de façon transparente et non discriminatoire, sur la base d'une méthode de calcul publiée sur son site internet, et en communique le résultat à la CRE.
 La souscription de capacité ferme de transport sur le réseau régional est égale, pour chaque point de livraison, à la souscription de capacité ferme de livraison en ce point.
 b) Souscription annuelle interruptible :
 Pour toute capacité annuelle interruptible de transport sur le réseau régional souscrite, le terme de capacité de transport sur le réseau régional (TCR) est remplacé par un terme unitaire égal au produit du niveau de tarif régional (NTR) par 0,10 €/MWh, s'appliquant aux quantités de gaz consommées chaque jour au-delà de la souscription annuelle ferme de capacité journalière.
 La souscription annuelle de capacité interruptible de transport sur le réseau régional est égale, pour chaque point de livraison, à la souscription annuelle de capacité interruptible de livraison en ce point.
 Les conditions d'interruptibilité sur le réseau régional sont définies par TIGF, sur des bases objectives et transparentes prévenant toute discrimination, et rendues publiques sur son site internet.
3.3. Livraison du gaz
 a) Pour les consommateurs raccordés au réseau de transport :
 Pour les expéditeurs alimentant des consommateurs finals raccordés au réseau de transport, le terme de livraison est composé :
 ― d'un terme fixe égal à 1 646,66 €/an et par poste de livraison ;
 ― d'un terme applicable aux souscriptions de capacité journalière de livraison.
 Le terme applicable aux souscriptions annuelles fermes ou interruptibles de capacité journalière de livraison est défini dans le tableau suivant :
TCL
(€/MWh/jour par an)
TIGF
10,40
 Tout expéditeur alimentant un ou des consommateurs finals raccordés au réseau de transport de TIGF se voit attribuer simultanément, à sa demande, les capacités existantes de livraison correspondant aux besoins.
 Si plusieurs expéditeurs alimentent simultanément un consommateur final raccordé au réseau de transport, le terme fixe est réparti au prorata de leurs souscriptions de capacité de livraison.
 b) Pour les PITD :
 Pour les expéditeurs alimentant des PITD, le terme applicable aux souscriptions annuelles fermes ou interruptibles de capacité journalière de livraison est défini dans le tableau suivant :
TCL
(€/MWh/jour par an)
TIGF
13,90
 En application du système de souscription normalisée des 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 GRTgaz 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.
 Les évolutions des coefficients A sont fixées par la CRE, sur proposition des GRT.
 A compter du 1er avril 2010, la souscription de capacité interruptible est limitée aux PITD où ces capacités interruptibles sont nécessaires pour assurer l'acheminement de gaz à la pointe de froid au risque 2 %.
 TIGF publie sur son site la liste des PITD pour lesquels des capacités interruptibles sont encore commercialisées.
3.4. Souscription mensuelle de capacités
 Aux points d'entrée et aux sorties vers les PIR :
 Les termes applicables aux souscriptions mensuelles fermes de capacité journalière d'entrée et de sortie vers les PIR de TIGF sont égaux à 1,5/7 du terme saisonnier été ferme correspondant et à 1,5/5e du terme saisonnier hiver ferme correspondant.
 Des capacités mensuelles interruptibles sont commercialisées par TIGF au point d'entrée Larrau et en sortie vers le PIR Biriatou. Le tarif de ces capacités en été est égal à 1,5/7 du terme saisonnier été interruptible correspondant, et en hiver à 1,5/5e du terme saisonnier hiver interruptible correspondant.
 Aux PITS :
 Il n'est pas commercialisé de capacité mensuelle d'entrée et de sortie aux PITS.
 En sortie du réseau principal, sur le réseau régional et en livraison :
 Les termes applicables aux souscriptions mensuelles fermes de capacité journalière de sortie du réseau principal, de transport sur le réseau régional, et de livraison, sont égaux aux termes applicables aux souscriptions annuelles fermes correspondantes, multipliés par les coefficients suivants :
MOIS
TERME MENSUEL
en proportion du terme annuel
Janvier-février
8/12
Décembre
4/12
Mars-novembre
2/12
Avril-mai-juin-septembre-octobre 
1/12
Juillet-août
0,5/12
3.5. Souscription quotidienne de capacités
 Aux points d'entrée et aux sorties vers les PIR :
 Les termes applicables aux souscriptions quotidiennes fermes de capacité journalière aux points d'entrée et aux sorties vers les PIR sont égaux à 1/20 des termes applicables aux souscriptions mensuelles fermes correspondantes.
 Des capacités quotidiennes interruptibles sont commercialisées par TIGF au point d'entrée Larrau et en sortie vers le PIR Biriatou à un prix égal à 1/20 des termes applicables aux souscriptions mensuelles interruptibles correspondantes en ces points.
 Aux PITS :
 Les capacités quotidiennes d'entrée et de sortie aux PITS allouées à chaque expéditeur par TIGF sont égales, respectivement, à la capacité quotidienne de soutirage et à la capacité quotidienne d'injection attribuées par l'opérateur de stockage en complément des capacités annuelles correspondantes, dans la limite des capacités du réseau.
 Le terme applicable aux souscriptions quotidiennes de capacité journalière aux PITS est égal à 1/320 du prix de la souscription annuelle ferme en ces points.
 En sortie du réseau principal, sur le réseau régional et en livraison :
 Les souscriptions quotidiennes de capacité sont commercialisées par TIGF pour satisfaire un besoin ponctuel et exceptionnel d'un consommateur final.
 Les termes applicables aux souscriptions quotidiennes fermes de capacité journalière de sortie du réseau principal, de transport sur le réseau régional et de livraison sont égaux à 1/20 des termes applicables aux souscriptions mensuelles fermes correspondantes.
 Les termes applicables aux souscriptions quotidiennes interruptibles de capacité journalière de sortie du réseau principal, de transport sur le réseau régional et de livraison sont égaux à 1/30 des termes applicables aux souscriptions mensuelles fermes correspondantes.
 Les capacités quotidiennes interruptibles sont commercialisées par TIGF, lorsque toutes les capacités quotidiennes fermes commercialisables, le jour concerné, ont été souscrites.
3.6. Capacité horaire 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 1/20 de la capacité journalière 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 (en €/MWh/h par an), égal à :
 p = (Cmax ― C) × 10 × (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.
3.7. Services complémentaires
 a)  « Use it or lose it » court terme (UIOLI CT) :
 Aux points d'entrée et aux sorties vers les PIR, les capacités souscrites mais non utilisées sont commercialisées chaque jour par TIGF :
 ― sous forme interruptible à un prix égal à 1/500e de la somme du prix de la souscription saisonnière ferme d'été et du prix de la souscription saisonnière ferme d'hiver en ces points, lorsque toutes les capacités fermes ont été souscrites ;
 ― sous forme ferme à un prix égal à 1/160e de la somme du prix de la souscription saisonnière ferme d'été et du prix de la souscription saisonnière ferme d'hiver en ces points, lorsque des capacités fermes sont disponibles.
 Les règles de fonctionnement du service UIOLI CT sont définies par TIGF, sur des bases objectives et transparentes prévenant toute discrimination, et rendues publiques sur son site internet.
 A l'interface avec GRTgaz, ce service est commercialisé de façon coordonnée entre les deux GRT.
 b) Vente aux enchères de capacité quotidienne :
 Aux points d'entrée et aux sorties vers les PIR, TIGF est autorisé à commercialiser chaque jour, les capacités fermes restant disponibles après la fin de la période de vente des capacités fermes journalières au tarif régulé.
 Les règles de fonctionnement du mécanisme d'enchères de capacité quotidienne sont définies par TIGF, sur des bases objectives et transparentes prévenant toute discrimination, et rendues publiques sur son site internet.
 Le prix de réserve utilisé pour le mécanisme d'enchères est égal à 1/200e du prix de la souscription de capacité annuelle ferme correspondant.
3.8. Injection de gaz sur le réseau à partir d'une installation
de production de gaz, hors Lacq
 Les termes applicables aux souscriptions annuelles de capacité journalière d'entrée sur le réseau de TIGF à partir des PITP sont les suivants :
 ― pour les PITP dont la capacité d'entrée sur le réseau est inférieure à 5 GWh/j, le terme applicable est de 7,51 €/MWh/jour par an ;
 ― pour les autres PITP, la définition du terme tarifaire applicable fait l'objet d'une étude spécifique.
V. ― Cession des capacités de transport
sur les réseaux de GRTgaz et TIGF
 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.
 Le service d'accès à la plate-forme d'échanges de capacités, Capsquare, proposé par GRTgaz est intégré dans les services de base offerts par ce dernier.
 Lorsque la cession porte sur des souscriptions annuelles ou saisonnières dans leur intégralité, l'acquéreur récupère tous les droits et obligations liés à ces souscriptions. Dans les autres cas, seul le droit d'usage des capacités fait l'objet de la cession, le propriétaire initial conservant 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.
 Les capacités de transport aval, entre le PEG et le point de livraison à un site industriel directement raccordé au réseau de transport, sont cessibles 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 prévenant toute discrimination, et rendues publiques par les GRT sur leur site internet.
VIII. ― Mécanisme de régulation de la qualité de service des GRT
 Un suivi de la qualité de service est mis en place pour les deux GRT sur les domaines clés de leur activité. Ce suivi est constitué d'indicateurs transmis régulièrement par les GRT à la CRE et rendus publics sur leur site internet.
 Certains indicateurs publiés particulièrement importants pour le bon fonctionnement du marché sont soumis à un système d'incitation financière.
 Les indicateurs de suivi de la qualité de service transmis par les GRT à la CRE doivent être certifiés par un organisme extérieur. En outre, le dispositif de suivi de la qualité de service des GRT pourra être soumis à tout audit que la CRE jugera utile.
1. Indicateurs de suivi de la qualité de service
des GRT donnant lieu à incitation financière
1.1. Qualité des mesures provisoires de quantité de gaz livrée aux PITD transmises aux GRD
pour le calcul des allocations provisoires
Calcul.
Nombre de jours non conformes (1) par zone d'équilibrage et par mois.
(Une valeur suivie par zone d'équilibrage : soit deux valeurs suivies par GRTgaz et une valeur suivie par TIGF.)
Périmètre.
Tous expéditeurs confondus ;
― tous GRD confondus
Suivi.
Fréquence de calcul : mensuelle.
Fréquence de remontée à la CRE : mensuelle.
Fréquence de publication : mensuelle .
Fréquence de calcul des incitations financières : mensuelle.
Objectif.
GRTgaz :
― objectif de base : 2 jours non conformes par mois ;
― objectif cible : 0 jour non conforme par mois.
TIGF :
― objectif de base : 4 jours non conformes par mois ;
― objectif cible : 1 jour non conforme par mois.
Incitations.
GRTgaz :
― pénalité :
100 k€ pour le 2e jour non conforme ;
50 k€ par jour non conforme, à partir du 3e jour non conforme
― bonus : 100 k€ si l'objectif cible est atteint ;
― plafond : le montant total annuel, correspondant à la valeur absolue de la somme algébrique des pénalités à verser et des bonus à recevoir par GRTgaz, est limité à 1,2 M€ par an et par zone d'équilibrage.
TIGF :
― pénalité :
25 k€ par jour non conforme, pour le 4e jour non conforme et pour le 5e jour non conforme ;
12,5 k€ par jour non conforme, à partir du 6e jour non conforme ;
― bonus : 25 k€ si l'objectif cible est atteint, 50 k€ s'il n'y a aucun jour non conforme ;
― plafond : le montant total annuel, correspondant à la valeur absolue de la somme algébrique des pénalités à verser et des bonus à recevoir par TIGF, est limité à 0,3 M€ par an.
Date de mise en œuvre.
Date de mise en œuvre des modifications apportées : 1er avril 2011.

 (1) Pour une zone d'équilibrage (ZET) donnée, le jour J du mois M est non conforme si l'écart, en valeur absolue, entre les valeurs suivantes est strictement supérieur à 2 % :
― la mesure provisoire de la quantité de gaz livrée à l'ensemble des PITD de la ZET ce jour J et transmise aux GRD le jour J + 1 du mois M ;
― la mesure définitive de la quantité de gaz livrée à l'ensemble des PITD de la ZET ce jour J et transmise aux GRD le 20 du mois M + 1.
1.2. Qualité des quantités télérelevées aux points de livraison
des consommateurs raccordés au réseau de transport
Calcul.
Nombre de comptages de points de livraison industriels télérelevés sur le mois conformes (2)/Nombre total de comptages de points de livraison industriels télérelevés sur le mois.
(Soit une valeur suivie par chaque GRT.)
Périmètre.
Tous expéditeurs confondus.
Toutes ZET confondues.
Tous points de livraison industriels télérelevés confondus.
Suivi.
Fréquence de calcul : mensuelle.
Fréquence de remontée à la CRE : mensuelle.
Fréquence de publication : mensuelle.
Fréquence de calcul des incitations financières : mensuelle.
Objectif.
Objectif de base : 95 % par mois.
Objectif cible : 99 % par mois.
Incitations.
GRTgaz :
― pénalité : 50 k€ par point de pourcentage en dessous (strictement) de l'objectif de base ;
― bonus : 100 k€ par point de pourcentage au-dessus (strictement) de l'objectif cible plafond : le montant total annuel, correspondant à la somme des pénalités à verser et des bonus à recevoir par GRTgaz, est limité à 2 M€ par an.
TIGF :
― pénalité : 12,5 k€ par point de pourcentage en dessous (strictement) de l'objectif de base ;
― bonus : 25 k€ par point de pourcentage au dessus (strictement) de l'objectif cible plafond : le montant total annuel, correspondant à la somme des pénalités à verser et des bonus à recevoir par TIGF, est limité à 0,5 M€ par an.
Date de mise en œuvre.
Date de mise en œuvre des modifications apportées : 1er avril 2011

 (2) Pour un mois donné M, un comptage est conforme s'il n'y a pas plus de cinq jours du mois M pour lesquels l'écart, en valeur absolue, entre les valeurs suivantes est strictement supérieur à 1 % et à 100 kWh :
― la mesure provisoire de l'énergie du jour J transmise le jour J + 1 du mois M ;
― la mesure définitive de l'énergie du jour J transmise le 20 du mois M + 1.
1.3. Taux de disponibilité du portail des GRT
Calcul.
Nombre d'heures de disponibilité du portail sur le mois/Nombre total d'heures d'ouverture prévues sur le mois.
(Soit une valeur suivie par chaque GRT.)
Périmètre.
Calcul sur une plage d'utilisation de 7 heures-23 heures, 7j/7.
Arrondi à une décimale après la virgule.
Suivi.
Fréquence de calcul : mensuelle.
Fréquence de remontée à la CRE : mensuelle.
Fréquence de publication : mensuelle.
Fréquence de calcul des incitations financières : mensuelle.
Objectif.
Objectif de base : 99 % par mois.
Objectif cible : 100 % par mois.
Incitations.
GRTgaz (3) :
― pénalité : 60 k€ par point de pourcentage en dessous (strictement) de l'objectif de base ;
― bonus : 60 k€ si l'objectif cible est atteint.
TIGF :
― pénalité : 15 k€ par point de pourcentage en dessous (strictement) de l'objectif de base ;
― bonus : 15 k€ si l'objectif cible est atteint.
Date de mise en œuvre.
Date de mise en œuvre des modifications apportées : 1er avril 2011.

 (3) GRTgaz prévoit de mettre en place fin 2011 un nouveau portail « Transaction ». En conséquence :
― pour la journée de bascule de l'ancien au nouveau système d'information, le dispositif d'incitation ci-dessus est neutralisé ;
― pour le mois qui suit la bascule sur le nouveau système d'information, l'objectif de base est abaissé à 90 %.
2. Autres indicateurs de suivi de la qualité de service des GRT
2.1. Indicateurs relatifs à la qualité des données transmises
LIBELLÉ DE L'INDICATEUR
CALCUL DE L'INDICATEUR
FRÉQUENCE DE REMONTÉE
à la CRE et de publication
OBJECTIF
Date de mise en œuvre
Qualité des quantités télérelevées aux PITD.
Nombre de jours non conformes (4) dans le mois pour les quantités télérelevées aux PITD/Nombre de jours du mois.
(Soit une valeur suivie par zone d'équilibrage, tous expéditeurs et tous GRD confondus.)
Mensuelle
Objectif :
― GRTgaz : 8 % de jours non conformes par mois ;
― TIGF : 6 % de jours non conformes par mois.
Date de mise en œuvre :
― GRTgaz : 1er janvier 2009 ;
― TIGF : 1er mars 2009.
Qualité des quantités estimées aux PITD.
Nombre de jours non conformes (4) dans le mois pour les quantités estimées aux PITD/Nombre de jours du mois.
(Soit une valeur suivie par zone d'équilibrage, tous expéditeurs et tous GRD confondus).
Objectif :
― GRTgaz : 40 % de jours non conformes par mois ;
― TIGF : 70 % de jours non conformes par mois.
Date de mise en œuvre :
― GRTgaz : 1er janvier 2009 ;
― TIGF : 1er mars 2009.
Qualité des quantités infrajournalières mesurées aux points de livraison des consommateurs raccordés au réseau de transport.
Nombre de comptages infrajournaliers de points de livraison industriels télérelevés conformes (5) sur le mois/Nombre total de comptages infrajournaliers de points de livraison industriels télérelevés sur le mois.
(Soit une valeur suivie par GRT, tous expéditeurs, toutes ZET et tous points de livraison industriels télérelevés confondus.) 
Date de mise en œuvre : mi-2010.
Délais de transmission aux GRD des fichiers relatifs aux enlèvements aux PITD.
Nombre de jours par mois pour lesquels le GRT a transmis aux GRD le fichier relatif aux enlèvements provisoires journaliers aux PITD hors délai convenu entre le GRT et les GRD.
(Soit une valeur suivie par GRT, tous expéditeurs, toutes ZET, tous GRD confondus.)
Objectif : un fichier envoyé hors délai par mois.
Date de mise en œuvre : 1er janvier 2009.

 (4) Cf. (1).
(5) Pour un mois donné M, un comptage est conforme s'il n'y a pas plus de cinq jours du mois M pour lesquels l'écart, en valeur absolue, entre les valeurs suivantes est strictement supérieur à 3 % et à 100 kWh :
― la mesure provisoire de l'énergie de la tranche horaire du jour J transmise le jour J + 1 du mois M ;
― la mesure définitive de l'énergie de la tranche horaire du jour J transmise le 20 du mois M + 1.
 2.2. Indicateurs relatifs aux programmes de maintenance
LIBELLÉ DE L'INDICATEUR
CALCUL DE L'INDICATEUR
FRÉQUENCE DE REMONTÉE
à la CRE et de publication
OBJECTIF
Date de mise en œuvre
Réduction des capacités disponibles.
Capacité ferme mise à disposition lors des travaux/Capacité ferme technique.
(Soit une valeur suivie par type de points du réseau (6) pour chaque GRT.)
1er avril 2009.
Respect du programme de maintenance annuel publié au début de l'année par le GRT 
Variation (en pourcentage) de la capacité mise à disposition (à la hausse ou à la baisse) entre le programme de maintenance prévisionnel publié en début d'année et le programme de maintenance réalisé.
(Soit une valeur suivie par type de points du réseau (6) pour chaque GRT.)
Mensuelle
Indicateur calculé pour les mois
d'avril à décembre
1er avril 2009.
Respect du programme de maintenance publié en M - 2 par le GRT
Variation (en pourcentage) de la capacité mise à disposition (à la hausse ou à la baisse) entre le programme de maintenance prévisionnel publié à M ― 2 et le programme de maintenance réalisé
(Soit une valeur suivie par type de points du réseau (5) pour chaque GRT.)
GRTgaz : mi-2009.
TIGF : 1er avril 2009.

 (1) Cinq types de points sont retenus :
― les PIR dans le sens dominant ;
― l'interface GRTgaz Sud/TIGF dans les deux sens ;
― la liaison Nord/Sud dans les deux sens ;
― l'entrée aux PITTM ;
― l'entrée et la sortie aux PITS.
 2.3 Indicateurs relatifs à la relation avec les expéditeurs
LIBELLÉ DE L'INDICATEUR
CALCUL DE L'INDICATEUR
FRÉQUENCE DE REMONTÉE
à la CRE et de publication
OBJECTIF
Date de mise en œuvre
Délai de traitement des demandes de réservation de capacités sur le réseau principal.
Délai moyen de traitement des demandes de réservation.
(Soit une valeur suivie par GRT.)
Mensuelle
Objectif : 2 jours ouvrés par mois.
Date de mise en œuvre des modifications apportées : 1er avril 2010.
2.4. Indicateurs relatifs à l'environnement
LIBELLÉ DE L'INDICATEUR
CALCUL DE L'INDICATEUR
FRÉQUENCE DE REMONTÉE
à la CRE et de publication
OBJECTIF
Date de mise en œuvre
Emissions de gaz à effet de serre.
Emissions mensuelles de gaz à effet de serre (en équivalent CO2)
(Soit une valeur suivie par GRT.)
Trimestrielle
1er janvier 2009.
Emissions de gaz à effet de serre rapportées au volume de gaz acheminé.
Emissions mensuelles de gaz à effet de serre/Volume mensuel de gaz acheminé.
(Soit une valeur suivie par GRT.)
1er janvier 2009.
IX. ― Annexe
 Annexe 1. Liste des points de livraison du réseau de transport de gaz de GRTGaz classés par zone de sortie du réseau principal.
 Annexe 2. Liste des points de livraison du réseau de transport de gaz de TIGF classés par zone de sortie du réseau principal.
 Fait à Paris, le 28 octobre 2010.