3. Commercialisation des capacités annuelles et pluriannuelles
à la liaison Nord―Sud à partir du 1er avril 2013
3.1. Proposition de GRTgaz
 GRTgaz propose de maintenir les règles de commercialisation en vigueur. Il s'agit d'un prorata « amélioré » sous forme d'une vente en deux phases proposant chacune 50 % des capacités. Pour les capacités annuelles, la première phase, réservée aux expéditeurs disposant d'une autorisation de fourniture de gaz aux clients finals et aux expéditeurs eux-mêmes clients finaux et titulaires d'un contrat de raccordement avec GRTgaz, prévoit une « allocation garantie » jusqu'à 1,5 GWh/j.
 GRTgaz propose de maintenir le mécanisme d'allocation garantie pour les capacités annuelles et de l'étendre aux capacités pluriannuelles à hauteur de 0,75 GWh/j.
3.2. Consultation publique
 Une large majorité de répondants s'est déclarée favorable au maintien du mécanisme en vigueur pour les capacités annuelles. Une majorité de répondants est opposée à la proposition de GRTgaz d'étendre le mécanisme d'allocation garantie aux capacités pluriannuelles.
3.3. Analyse de la CRE
 Les conditions de marché actuelles sont caractérisées par un spread de prix PEG Nord/PEG Sud très supérieur au tarif régulé de la capacité de liaison. Le spread a été proche de 3 €/MWh en moyenne ces derniers mois alors que le tarif régulé, en supposant une utilisation pleine de la liaison, est d'environ 0,6 €/MWh. La valeur de marché de la capacité Nord-Sud est donc vraisemblablement supérieure à son tarif régulé, la différence entre les deux constituant une rente de congestion.
 Dans ces conditions, la commercialisation de ces capacités par un mécanisme de prorata risque de donner lieu à une forte demande, qui entraînera un coefficient de réduction des demandes élevé et imprévisible. Par ailleurs, dans un tel mécanisme, l'intégralité de la rente de congestion revient aux expéditeurs s'étant vu allouer des capacités.
 En cas de congestion, il est, en règle générale, préférable d'allouer la capacité à un prix correspondant à sa valeur, c'est-à-dire par un mécanisme d'enchères. Dans ce cas, la rente de congestion est intégralement captée par le gestionnaire de réseau de transport (GRT). Le revenu du GRT étant régulé, ce surplus de revenu est ensuite redistribué aux utilisateurs du réseau suivant un mécanisme défini par le régulateur.
 La CRE est donc favorable à ce que les capacités Nord-Sud soient allouées aux enchères. Un tel mécanisme serait conforme au futur code de réseau européen sur l'allocation des capacités (code CAM), qui imposera que les capacités entre zones d'équilibrage soient vendues aux enchères.
 La CRE note que le cadre tarifaire actuellement en vigueur (ATRT4) ne permet pas la mise en œuvre anticipée d'un mécanisme d'enchères. Or une décision tarifaire ne peut pas, compte tenu du processus de décision tarifaire en vigueur, intervenir avant le début de l'année 2013. Il est donc impossible de mettre en œuvre des enchères pour les capacités démarrant au 1er avril 2013, compte tenu des délais de prévenance nécessaires aux acteurs du marché.
 En conséquence, la CRE retient le schéma suivant :
 ― seules les capacités disponibles du 1er avril 2013 au 31 mars 2014 seront commercialisées par GRTgaz lors de la prochaine fenêtre ;
 ― les capacités Nord vers Sud, soit environ 99 GWh/j de capacités fermes et 137 GWh/j de capacités interruptibles, seront commercialisées suivant les modalités proposées par GRTgaz, soit en deux phases proposant chacune 50 % des capacités. Pour tenir compte de la hausse des capacités commercialisées sur un an, la CRE demande à GRTgaz de porter le volant d'allocation garantie lors de la première phase à 2,5 GWh/j ;
 ― les capacités disponibles dans les deux sens à compter du 1er avril 2014 seront commercialisées par des enchères. La CRE demande à GRTgaz de lui proposer, au plus tard le 1er mai 2013, après concertation avec les acteurs de marché, un mécanisme d'enchères compatible avec le code de réseau sur les allocations de capacités (code CAM).
4. Commercialisation des capacités à l'interface GRTgaz-TIGF
 Pour les capacités à l'interface GRTgaz-TIGF, la CRE retient les mêmes principes que pour les capacités à la liaison Nord―Sud :
 ― les capacités disponibles du 1er avril 2013 au 31 mars 2014 à l'interface GRTgaz-TIGF seront commercialisées suivant les règles proposées par les deux GRT ;
 ― les capacités disponibles à compter du 1er avril 2014 pourront être commercialisées par des enchères.
 La CRE demande à GRTgaz et TIGF de lui proposer au plus tard le 1er mai 2013, après concertation avec les acteurs de marché, des règles d'allocation qui prendront en compte la création d'un PEG commun GRTgaz Sud-TIGF au plus tard en 2015.
 Par ailleurs, la CRE ne retient pas, à ce stade, la proposition de transformer en capacités interruptibles les éventuelles capacités fermes invendues à l'interface GRTgaz Sud-TIGF. Elle rappelle la demande faite à GRTgaz et à TIGF, dans sa délibération du 19 juillet 2012 (2), d'analyser la faisabilité de cette mesure et d'en quantifier les gains attendus.
 (2) Délibération du 19 juillet 2012 portant orientations sur l'évolution des places de marché de gaz en France.