Participaient à la séance : Emmanuelle WARGON, présidente, Victor ALONSO, Anthony CELLIER, Nadia FAURE et Didier REBISCHUNG, commissaires.

1. Contexte

Conformément aux dispositions des articles R. 121-4 et R. 121-8 du code de l’énergie, les gestionnaires de réseaux de transport (GRT) et les fournisseurs doivent, notamment, être en mesure, en cas de températures extrêmement basses, d’assurer, respectivement, la continuité de l’acheminement et la continuité de la fourniture, pour les clients mentionnés à l’article R. 121-1 du même code et les clients domestiques n’ayant pas accepté contractuellement une fourniture susceptible d’interruption.
Ces conditions climatiques extrêmes sont définies par les dispositions susmentionnées comme correspondant à une « température extrêmement basse pendant une période de trois jours au maximum telle qu’il s’en produit statistiquement une tous les cinquante ans » (dit « risque 2 % »).
Pour les GRT, cette obligation implique un dimensionnement du réseau adapté à ce type de risque.
Pour les fournisseurs, cette obligation est prise en compte, notamment, dans la détermination par le GRT du niveau des capacités de livraison qui leur est alloué et facturé aux points d’interface transport distribution (PITD).
Les modèles de calcul de la consommation de pointe utilisés des GRT et des gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) ne donnant pas un résultat strictement identique, le système de souscriptions normalisées utilise un coefficient « A » qui permet de les réconcilier. Il est mis à jour chaque année pour tenir compte de l’évolution des consommations et des souscriptions des clients non profilés.
En application de la méthode d’attribution des capacités de livraison normalisée définie par la délibération de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) du 2 février 2017 (1), la présente délibération a pour objet de fixer les coefficients « A », applicables au 1^er avril 2026, pour chaque zone d’équilibrage de transport et chaque réseau de distribution de gaz naturel.

2. Détermination des coefficients « A » utilisés pour le calcul des capacités de livraison normalisée aux points d’interface transport distribution
2.1. Proposition des GRT

Les coefficients « A » sont calculés par les GRT conformément à la procédure « Système de souscriptions normalisées des capacités de transport aux PITD » définie dans le cadre du Groupe de travail gaz (GTG) :

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

avec :

- CJP_GRT = Consommation de pointe pour chaque PITD calculée par le GRT sur la base de l’analyse des hivers précédents ;
- CJ_T4/TP : Somme des souscriptions des clients « à souscription » ;
- CJPRD = Capacité normalisée pour les pertes et différences diverses ;
- CJPNS_Profilés = Consommation de pointe des clients « non à souscription » calculée par les GRD.

Les GRT ont transmis à la CRE, en janvier 2026, les coefficients « A » destinés à entrer en vigueur le 1^er avril 2026, pour chaque zone d’équilibrage et chaque GRD en profilage total (2).
Les coefficients « A » ont été déterminés en prenant en compte les éléments suivants :

- la consommation journalière de pointe au risque 2 % aux PITD, pour chaque zone d’équilibrage et chaque GRD, déterminée à partir de l’analyse des trois derniers hivers, 2022-2023, 2023-2024 et 2024-2025 effectuée par chaque GRT sur son réseau ;
- la consommation journalière de pointe au risque 2 % des points de livraison (PDL) « non à souscription » (3) raccordés aux réseaux de distribution, déterminée à partir, d’une part, des profils définis dans le cadre du GTG qui entreront en vigueur au 1^er avril 2026 et, d’autre part, des nouvelles consommations annuelles de référence (CAR) pour chaque profil de consommation, communiquées par les GRD et applicables à partir du 1^er avril 2026 ;
- les souscriptions annuelles, mensuelles et quotidiennes des PDL « à souscription » (4) communiquées par les GRD.

2.2. Analyse de la CRE

Sur les GRD auxquels s’appliqueront les nouveaux coefficients « A »
Les coefficients « A » s’appliqueront aux GRD en profilage total, à savoir GRDF, R-GDS, Régaz-Bordeaux, GreenAlp, Sorégies et Trois-Frontières distribution gaz.
Par ailleurs, des échanges avaient été initiés entre Séolis et NaTran en 2025 en raison du souhait de Séolis de passer en profilage total. Comme le prévoit la procédure de souscription normalisée, la CRE avait retenu un facteur A égal à 1 pour Séolis au 1^er avril 2025, en l’attente de la finalisation des travaux menés avec NaTran et devant conduire à la définition d’un facteur A dédié. Cependant, Séolis a indiqué à la CRE début 2026 ne plus souhaiter passer en profilage total. A ce titre, la CRE maintient un facteur A égal à 1 pour Séolis.
Sur l’évolution des coefficients « A »
Les coefficients applicables au 1^er avril 2026 sont en baisse par rapport à l’année précédente sur la zone de NaTran (- 5,4 % en moyenne) tandis qu’ils sont en légère hausse sur la zone Teréga (+ 3,7 %).
Ce retrait sur la zone de NaTran s’explique par des consommations de pointe aux PITD calculées par NaTran qui diminuent plus fortement que les pointes au risque 2 % des PDL « non à souscription » calculées par les GRD.
Pour rappel, les consommations de pointe au risque 2 % calculées par les GRT traduisent l’évolution de la consommation de gaz avec du retard, car elles s’appuient sur la moyenne des consommations de pointe au risque 2 % calculées par les GRT des trois derniers hivers tandis que les pointes au risque 2 % des PDL profilés transmises par les GRD s’appuient uniquement sur les consommations de l’hiver passé, éventuellement ajustées d’un coefficient de tendance.
Ainsi, les retraits successifs des hivers antérieurs à la crise du gaz de 2022 du calcul des consommations au risque 2 % calculées par les GRT (retrait de l’hiver 2021-2022 notamment) ont un effet baissier sur les coefficients « A » de la zone NaTran.
En revanche, la forte baisse de la pointe profilée calculée par les GRD sur la zone Teréga pour l’hiver 2024-2025 (- 8,5 %) a un effet haussier sur les coefficients « A » de la zone Teréga malgré la baisse sensible de la consommation de pointe aux PITD calculée par Teréga (- 5,1 %).

En conséquence, au vu des éléments précédents, la CRE fixe les valeurs des coefficients « A », applicables à compter du 1^er avril 2026.

Décision de la CRE

En application de la méthode définie dans la délibération de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) du 2 février 2017 portant décision précisant la méthode d’attribution des capacités de livraison normalisée aux points d’interface transport distribution et modifiant les coefficients « A » utilisés pour l’attribution des capacités de livraison aux points d’interface transport distribution, les coefficients d’ajustement « A » applicables à compter du 1^er avril 2026 sont fixés pour chaque zone d’équilibrage de transport et chaque réseau de distribution de gaz naturel comme suit :

La présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française et sur le site internet de la CRE.

Délibéré à Paris, le 26 février 2026.

Pour la Commission de régulation de l’énergie :

La présidente,

E. Wargon

(1) Délibération de la CRE du 2 février 2017 portant décision précisant la méthode d’attribution des capacités de livraison normalisée aux points d’interface transport distribution et modifiant les coefficients « A » utilisés pour l’attribution des capacités de livraison aux points d’interface transport distribution.

(2) i.e. les GRD ayant mis en place la base de données contenant les profils de l’ensemble des PDL raccordés à leur réseau.

(3) Points de livraison relevant des options T1, T2 et T3 des tarifs d’utilisation des réseaux de distribution.

(4) Points de livraison relevant des options T4 et TP des tarifs d’utilisation des réseaux de distribution.