1. Contexte
1.1. La liaison de la zone d'équilibrage
Nord et Sud de GRTgaz
 Depuis le 1er janvier 2009, l'accès aux réseaux de transport de gaz naturel français est organisé en trois zones d'équilibrage exploitées par deux gestionnaires de réseaux de transport, TIGF dans le Sud-Ouest et GRTgaz sur le reste du territoire français. Depuis la mise en service commerciale à 100 % du terminal de Fos Cavaou au 1er novembre 2010, les conditions d'approvisionnement des zones d'équilibrage du sud de la France se sont significativement améliorées et une baisse d'utilisation de la liaison Nord vers Sud entre les zones d'équilibrage de GRTgaz a été constatée. En effet, le taux d'utilisation de la capacité disponible sur cet axe est passé de 92 % en 2009 à 72 % en 2010.
 Les règles actuelles de commercialisation des capacités de transport à la liaison entre les zones Nord et Sud de GRTgaz ainsi qu'à l'interface entre GRTgaz et TIGF ont été fixées par une délibération de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) du 8 juillet 2010 (1). L'élaboration de ces règles a fait l'objet d'un travail approfondi de concertation et d'une consultation publique qui ont conduit à commercialiser ces capacités sur la base d'un mécanisme de prorata « amélioré » et de tours successifs d'allocation permettant de donner davantage de visibilité aux expéditeurs notamment à ceux ayant un besoin limité (inférieur ou égal à 1,5 GWh/j). La mise en œuvre de ces règles durant l'été 2010 s'est déroulée de façon satisfaisante.
1.2. Effet de l'expérimentation du couplage de marchés entre les zones d'équilibrage Nord
et Sud de GRTgaz sur la commercialisation des capacités de transport à la liaison Nord/Sud
 La CRE a approuvé, par délibération du 19 avril 2011 (2), le lancement par GRTgaz d'une expérimentation d'un mécanisme de couplage de marchés entre les zones Nord et Sud de son réseau. La mise en œuvre de cette expérimentation, intervenue au 1er juillet 2011 et qui doit durer jusqu'au 31 mars 2012, a nécessité d'affecter au couplage de marchés 10 GWh/j de capacités fermes annuelles qui étaient invendues sur la liaison Nord/Sud dans chacun des sens. Un premier retour d'expérience sur le couplage de marchés est prévu en octobre 2011 dans le cadre de la Concertation gaz.
 La pérennisation au-delà du 31 mars 2012 du couplage de marchés nécessite d'adapter les règles d'allocation de capacités à la liaison Nord/Sud en définissant notamment les modalités d'affectation au mécanisme de couplage, préalablement à leur commercialisation, d'une partie des capacités de liaison entre les zones Nord et Sud de GRTgaz. En effet, la vente des capacités disponibles à partir du 1er avril 2012 à la liaison entre les zones Nord et Sud de GRTgaz et à l'interface entre GRTgaz et TIGF doit intervenir au cours des mois d'août et septembre 2011.
2. Travaux de concertation et proposition de GRTgaz
 Des travaux ont été effectués sur le sujet au sein du groupe « allocation de capacités » de la Concertation Gaz les 6 avril et 1er juin 2011. GRTgaz a transmis à la CRE, le 9 juin 2011, une proposition d'adaptation des modalités de commercialisation des capacités sur la liaison Nord/Sud pour les ventes à venir.
 Cette proposition est annexée à la présente délibération.
 Considérant que les règles d'allocation en vigueur ont correctement fonctionné lors des ventes organisées à l'été 2010 pour la réservation des capacités annuelles et pluriannuelles démarrant au 1er avril 2011, GRTgaz propose de les conserver dans le cadre des commercialisations à venir. En outre, GRTgaz propose que le calendrier de vente, prévu dans les conditions générales du contrat d'acheminement, reste inchangé. Les ventes par guichet des capacités démarrant à compter du 1er avril 2012 se dérouleraient entre le 24 août et le 21 septembre 2011 par maturité de produit décroissante (4, 3, 2 puis 1 an).
 Cependant, dans l'attente des résultats du retour d'expérience sur le couplage de marchés et à titre conservatoire, GRTgaz propose de ne pas commercialiser 10 GWh/j de capacités fermes annuelles sur la liaison dans le sens Nord vers Sud et par symétrie dans le sens Sud vers Nord afin de pouvoir les affecter, le cas échéant, à la pérennisation du mécanisme de couplage de marchés au-delà du 31 mars 2012. Ce volume de capacités est équivalent à celui actuellement utilisé dans le cadre de l'expérimentation.
 En complément, GRTgaz propose de fixer le niveau de capacités effectivement dédié au couplage de marchés à partir d'avril 2012 à l'issue du retour d'expérience prévu à l'automne 2011. Ce niveau de capacités pourra être augmenté des capacités éventuellement invendues ou revu à la baisse.
 Enfin, GRTgaz propose une adaptation mineure de la règle de publication des données agrégées entre les tours ou phases d'allocation. Le nombre de participants et le volume total de capacité demandé seraient transmis à l'ensemble des clients de GRTgaz et non plus aux seuls participants à un tour d'allocation.
3. Consultation publique et analyse de la CRE
 Entre le 14 et le 28 juin 2011, le projet de règles de commercialisation proposé par GRTgaz a fait l'objet d'une consultation menée par la CRE.
 La CRE a reçu 15 contributions :
 12 émanant d'expéditeurs ou d'associations d'expéditeurs ;
 1 émanant de clients industriels ou d'associations de clients industriels ;
 1 émanant d'une association ;
 1 émanant d'un gestionnaire d'infrastructures gazières.
3.1. Maintien des règles d'allocation des capacités
3.1.1. Consultation publique
 En réponse à la consultation publique, l'ensemble des contributeurs se déclare favorable au maintien des règles d'allocation actuellement en vigueur, la plupart d'entre eux estimant qu'elles avaient fonctionné de façon satisfaisante à l'été 2010. Certains contributeurs expriment toutefois leur préférence pour un système d'allocation aux enchères en rappelant, qu'à terme, les règles européennes imposeront sa mise en place.
3.1.2. Analyse de la CRE
 La CRE partage l'avis des contributeurs sur le bon fonctionnement en 2010 des règles d'allocation. Par ailleurs, ces règles vont être amenées à évoluer, au plus tôt en 2013, dans le cadre de la mise en place d'un code de réseau européen contraignant en cours d'élaboration. La méthode d'allocation cible de capacités sera basée sur un mécanisme d'enchères. Dans l'attente de la validation et la mise en œuvre effective du code de réseau européen, la CRE estime qu'il n'est pas opportun de modifier les règles d'allocation actuelles sur la liaison Nord/Sud de GRTgaz.
3.1.3. Décision de la CRE
 La CRE décide de maintenir les règles d'allocation en vigueur et les calendriers de commercialisation associés tels que proposés par GRTgaz. Par cohérence, les règles d'allocation et les calendriers de commercialisation en vigueur seront également maintenus à l'interface entre GRTgaz et TIGF.
3.2. Non-commercialisation des capacités de liaison et d'interface au-delà du 1er avril 2015
3.2.1. Consultation publique
 Comme indiqué dans sa délibération du 19 avril 2011, la CRE considère que l'expérimentation d'un mécanisme de couplage permettra de rapprocher progressivement les marchés de gros des zones Nord et Sud de GRTgaz dans la perspective d'une fusion future de ces zones.
 A la demande de la CRE (3), GRTgaz doit réaliser avant la fin de l'année 2011 une étude portant sur la faisabilité et le coût des différents moyens envisageables pour fusionner les zones Nord et Sud. Dans l'attente des résultats de cette étude, la CRE a consulté les acteurs de marché sur la pertinence de commercialiser à ce stade des capacités de liaison au-delà du 1er avril 2015. En effet, il n'est pas exclu que la fusion des zones Nord et Sud du réseau de GRTgaz puisse intervenir dès cette date.
 En réponse à la consultation publique, une majorité des contributeurs s'est montrée favorable à la non-commercialisation des capacités au-delà du 31 mars 2015 estimant qu'il s'agit d'un signal fort adressé au marché quant à la volonté de fusionner les zones d'équilibrage de GRTgaz. A l'inverse, une minorité de contributeurs considère qu'il n'est pas nécessaire d'anticiper la date de cette fusion considérant, d'une part, qu'une étude est en cours, et d'autre part, que les réservations de capacités en vigueur à la date effective de fusion des zones pourront, le cas échéant, être annulées car dénuées de tout effet.
3.2.2. Analyse de la CRE
 La CRE considère qu'il n'est pas exclu que la fusion des zones Nord et Sud du réseau de GRTgaz puisse intervenir dès le 1er avril 2015. Cette perspective sera, ou non, confirmée par les résultats de l'étude en cours demandée par la CRE. En outre, la CRE note que les contributeurs à la consultation publique sont majoritairement favorables à ce que la commercialisation de capacités ne porte pas sur des capacités de durée supérieure à trois ans. En conséquence, la CRE considère que la prochaine allocation de capacités sur la liaison entre les zones Nord et Sud de GRTgaz ne devra pas porter sur des capacités de durée supérieure à trois ans.
3.2.3. Décision de la CRE
 Les capacités de transport pluriannuelles, fermes et interruptibles, à la liaison des zones d'équilibrage Nord et Sud, ne seront pas commercialisées au-delà du 31 mars 2015. Les volumes de capacités pluriannuelles seront répartis de façon égale entre les maturités de 3 et 2 ans.
 Afin d'assurer la cohérence des dispositifs d'allocation, les règles de commercialisation à l'interface entre GRTgaz et TIGF devront être adaptées suivant les mêmes principes.
3.3. Affectation d'une partie des capacités sur la liaison Nord/Sud au couplage de marchés
3.3.1. Consultation publique
 Dans le cadre de la consultation publique, la CRE a proposé que soit permis le développement du couplage de marchés à partir du 1er avril 2012 en portant de 10 à 15 GWh/j le volume de capacités prélevé sur les capacités à commercialiser sur la liaison entre les zones Nord et Sud. Pour ce faire, la CRE a proposé ne pas commercialiser 10 GWh/j de capacités fermes rendues disponibles du fait de la fin d'un contrat historique, ainsi que 5 GWh/j de capacités prélevées sur les capacités fermes annuelles.
 Par ailleurs, la CRE a proposé, de façon complémentaire, que la commercialisation des capacités restées éventuellement invendues à l'issue des ventes par guichet selon le mode « premier arrivé, premier servi », prévues dans les conditions générales du contrat d'acheminement, soit temporairement suspendue afin de préserver la possibilité d'affecter, à l'issue du premier retour d'expérience prévu à l'automne 2011, un volume de capacités maximum au couplage de marchés.
 En réponse à la consultation publique, la majorité des contributeurs souhaite que la pérennisation du couplage de marchés puisse être assurée au-delà du 1er avril 2012. Les contributeurs sont toutefois partagés quant à l'augmentation du volant de capacités affecté a priori à ce mécanisme au-delà des 10 GWh/j prévus dans l'expérimentation. La moité des contributeurs soulignent, en effet, qu'il existe un risque de congestion de la liaison concernant les capacités annuelles et souhaitent par ailleurs qu'un premier retour d'expérience ait lieu avant toute modification des capacités affectées au couplage de marchés.
 En outre, la quasi-totalité des contributeurs est favorable à ce que les capacités éventuellement invendues puissent être dédiées, pour tout ou partie, au couplage de marchés et estime en conséquence que la réservation des capacités annuelles en « premier arrivé, premier servi » doit être suspendue.
3.3.2. Analyse de la CRE
 La CRE considère qu'il est nécessaire de créer les conditions permettant a minima la pérennité du couplage de marchés au-delà de la phase expérimentale actuelle. En effet, ce mécanisme est destiné à permettre le rapprochement des places de marché avant une fusion à terme de zones Nord et Sud de GRTgaz. Elle considère, en conséquence, que le volant actuel de 10 GWh/j de capacités fermes affectées à l'expérimentation de couplage de marchés ne doit pas être commercialisé au-delà du 1er avril 2012 à la liaison Nord-Sud dans les deux sens. En outre, l'affectation de 10 GWh/j de capacités fermes au couplage de marchés est neutre sur le volume de capacités disponibles à la commercialisation dans le sens Nord vers Sud du fait de la fin d'un contrat historique de même capacité.
 La CRE considère également que le niveau de capacités qui sera effectivement dédié au couplage de marchés devra être fixé à l'issue du premier retour d'expérience en octobre 2011. A cette date, il sera possible de décider de l'affectation de tout ou partie des éventuelles capacités invendues au mécanisme de couplage de marchés. Ces capacités pourront ainsi soit venir augmenter le volant de 10 GWh/j de capacités non-commercialisées soit être proposées à la vente sous la forme de capacités annuelles à partir du 1er avril 2012 en cas de retour d'expérience défavorable du couplage de marchés.
 Enfin, la CRE souhaite que la réservation des capacités annuelles éventuellement invendues à l'issue des ventes par guichet en « premier arrivé, premier servi » soit suspendue jusqu'à ce que le niveau de capacité dédié au couplage de marchés soit défini.
3.3.3. Décision de la CRE
 Un volant de 10 GWh/j de capacités fermes pluriannuelles à la liaison des zones d'équilibrage Nord et Sud démarrant au 1er avril 2012 ne sera pas commercialisé, ce dans les deux sens et dans l'attente du retour d'expérience sur l'expérimentation de couplage de marché prévu en octobre 2011.
 En outre, les capacités fermes annuelles et pluriannuelles à la liaison des zones d'équilibrage Nord et Sud qui resteraient éventuellement invendues à l'issue de la vente par guichet se terminant le 14 septembre 2011 ne seront pas reproposées à la réservation en « premier arrivé, premier servi », ce dans les deux sens et dans l'attente du retour d'expérience sur l'expérimentation de couplage de marché prévu en octobre 2011.
 Les capacités proposées à la commercialisation dans le sens Nord vers Sud de la liaison à compter du 1er avril 2012 sont les suivantes :
ANNUELLES
2 ANS
3 ANS
Capacités fermes
46 GWh/j
16,3 GWh/j
16,3 GWh/j
Capacités interruptibles
44 GWh/j
39,9 GWh/j
39,9 GWh/j
3.4. Adaptation du niveau du tarif de transport
à la liaison Sud vers Nord du réseau de GRTgaz
3.4.1. Consultation publique
 En complément des questions posées sur la proposition de GRTgaz, la CRE a souhaité recueillir l'avis des acteurs de marché sur l'opportunité de diminuer le terme tarifaire à la liaison dans le sens Sud vers Nord dans le cadre de la mise à jour tarifaire d'avril 2012.
 La liaison entre les zones Nord et Sud du réseau de GRTgaz, qui fait l'objet d'un taux de réservation important dans le sens Nord vers Sud, présente au contraire un taux de réservation particulièrement faible dans le sens Sud vers Nord. A titre d'exemple, 100 % des capacités fermes commercialisables dans le sens Nord vers Sud ont été souscrites pour la période du 1er mars au 31 août 2011 contre seulement 8,7 % dans le sens Sud vers Nord.
 Ces éléments ont amené la CRE à entamer une réflexion portant sur les moyens d'encourager l'utilisation dans le sens Sud vers Nord de la liaison et d'améliorer l'attractivité du PEG Sud. La CRE a ainsi proposé de réduire significativement le tarif d'utilisation de la liaison dans le sens Sud vers Nord en portant le terme tarifaire de 156 €/MWh/j/an à 50 €/MWh/j/an à compter du 1er avril 2012.
 En réponse à la consultation, une large majorité des contributeurs se déclare favorable à une diminution du terme tarifaire dans le sens Sud vers Nord des zones GRTgaz. Certains demandent qu'une diminution soit également appliquée au sens Nord vers Sud de la liaison. Trois contributeurs se déclarent opposés à cette proposition considérant qu'elle conduirait à augmenter les autres termes tarifaires.
3.4.2. Analyse de la CRE
 La CRE considère qu'une baisse significative du tarif de transport à la liaison Sud vers Nord permettrait de mieux refléter les conditions de marché et conduirait à augmenter l'attractivité de la zone Sud du réseau de GRTgaz en facilitant l'accès au PEG Nord du gaz en provenance de la zone TIGF ou des terminaux méthaniers de Fos. Cette diminution de terme tarifaire participerait ainsi au rapprochement des prix constatés sur les places de marché Nord et Sud de GRTgaz.
 Compte tenu des réservations faibles dans le sens Sud vers Nord, cette évolution pourrait se traduire par une baisse des recettes de liaison qui devrait être compensée, à niveau de réservation constant, par une augmentation maximale de 0,3% des autres termes tarifaires.
 La CRE a l'intention de porter le terme tarifaire sur liaison GRTgaz dans le sens Sud vers Nord de 156 €/MWh/j/an à 50 €/MWh/j/an dans le cadre de la mise à jour du tarif d'utilisation des réseaux de transport à compter du 1er avril 2012.
5. Décision de la CRE
 Par la présente délibération, la CRE définit les règles de commercialisation des capacités de transport à la liaison entre les zones Nord et Sud de GRTgaz et à l'interface entre GRTgaz et TIGF à compter du 1er avril 2012.
 Dans ce cadre, la CRE apporte les modifications suivantes aux règles d'allocation de capacités de transport à la liaison des zones d'équilibrage Nord et Sud qui lui ont été soumises par GRTgaz le 9 juin 2011 :
 10 GWh/j de capacités fermes pluriannuelles démarrant au 1er avril 2012 ne seront pas commercialisées, ce dans les deux sens et dans l'attente du retour d'expérience sur l'expérimentation de couplage de marché prévu en octobre 2011.
 Les capacités fermes annuelles et pluriannuelles qui resteraient éventuellement invendues à l'issue de la vente par guichet se terminant le 14 septembre 2011 ne seront pas reproposées à la réservation en « premier arrivé, premier servi », ce dans les deux sens et dans l'attente du retour d'expérience sur l'expérimentation de couplage de marché prévu en octobre 2011.
 Les capacités pluriannuelles, fermes et interruptibles, ne seront pas commercialisées au-delà du 31 mars 2015. Les volumes de capacités pluriannuelles seront répartis de façon égale entre les maturités de trois et deux ans.
 Au-delà du 31 mars 2015, TIGF et GRTgaz ne commercialiseront pas de capacités à l'interface entre les deux réseaux et ce dans les deux sens. Les volumes de capacités pluriannuelles seront répartis de façon égale entre les maturités de trois et deux ans.
 Fait à Paris, le 7 juillet 2011.