1. Contexte
1.1. Introduction de nouvelles dispositions législatives
applicables aux gazo-intensifs
 La CRE a organisé du 5 au 26 juin 2013 une consultation publique relative à la commercialisation des capacités de transport à la liaison Nord-Sud, au PIR Midi et aux interconnexions avec l'Espagne (1).
 Postérieurement à la clôture de cette consultation, la loi n° 2013-619 du 16 juillet 2013 (2) a introduit dans le livre IV du code de l'énergie relatif au gaz un nouveau titre VI créant le statut de consommateur gazo-intensif. Le nouvel article L. 461-1 ainsi introduit prévoit notamment que les entreprises appartenant à cette catégorie de consommateurs « peuvent bénéficier, pour certains de leurs sites, de conditions particulières d'approvisionnement et d'accès aux réseaux de transport et de distribution de gaz naturel ». Le Conseil supérieur de l'énergie a été saisi pour avis le 24 septembre 2013 d'un projet d'arrêté précisant les critères et les seuils requis pour qu'un site de consommation puisse être qualifié de gazo-intensif, conformément à l'article L. 461-2 du code de l'énergie. Ce projet d'arrêté prévoit notamment la publication par l'autorité administrative d'une liste des sites gazo-intensifs.
 Dans ce contexte, la CRE a décidé de reporter sa décision concernant les règles de commercialisation des capacités de transport et de consulter à nouveau les acteurs de marché sur les conséquences que pourraient avoir ces nouvelles dispositions législatives sur les conditions d'accès aux réseaux de gaz naturel dans le sud de la France. La CRE a ainsi organisé une seconde consultation publique (3) qui s'est tenue du 24 juillet au 9 septembre 2013.
 Ces deux consultations ont été suivies d'une table ronde le 26 septembre 2013 afin de permettre aux acteurs de marché de s'exprimer sur les orientations envisagées par la CRE.
1.2. Réglementation européenne :
adoption du code de réseau sur les allocations de capacité
 Le règlement (UE) n° 984/2013 de la Commission relatif à l'établissement d'un code de réseau sur les mécanismes d'attribution des capacités dans les systèmes de transport de gaz (4) (« code de réseau CAM ») a été publié au Journal officiel de l'Union européenne le 15 octobre 2013. Ses dispositions deviendront contraignantes à compter du 1er novembre 2015.
 Ce code de réseau prévoit que les capacités aux points d'interconnexion entre réseaux de transport au sein de l'Union européenne sont allouées aux enchères, sous la forme de produits groupés de durées standardisées et selon un calendrier commun.
 Pour les interconnexions entre deux systèmes entrée-sortie au sein d'un même Etat membre, le code de réseau CAM prévoit que le régulateur national peut, afin d'éviter tout verrouillage du marché aval et après consultation des utilisateurs du réseau, limiter les demandes individuelles lors des enchères.
 Afin d'assurer la mise en œuvre du code de réseau CAM, GRTgaz et dix-neuf gestionnaires de réseau de transport, issus de sept pays membres de l'Union européenne, se sont associés pour créer la plate-forme commune d'allocation de capacités PRISMA. Celle-ci est opérationnelle depuis le 1er avril 2013 et permettra à terme de commercialiser aux enchères les capacités primaires et secondaires. TIGF et Enagas ont annoncé leur volonté d'adhérer ou d'utiliser les services de la plate-forme PRISMA. Ainsi, cette plate-forme sera utilisée pour la commercialisation de l'ensemble des capacités d'interconnexion en France à partir du 1er octobre 2014.
1.3. Matérialisation de la congestion Nord-Sud
depuis le premier semestre 2012
 Depuis le premier semestre 2012, la liaison Nord-Sud est congestionnée, ce qui se traduit par une demande de capacité supérieure à l'offre et une utilisation de la capacité proche de 100 %. Des écarts significatifs apparaissent entre les prix day-ahead constatés au PEG Nord et au PEG Sud, le prix au PEG Sud étant plus élevé : en moyenne 0,1 €/MWh en 2011, 1,5 €/MWh en 2012 et 2 €/MWh depuis le début de l'année 2013. Cet écart de prix a dépassé à plusieurs reprises le niveau de 6 €/MWh.
 Cette situation résulte principalement des conditions actuelles du marché du GNL. En effet, les prix élevés sur les marchés asiatiques conduisent à des tensions sur l'approvisionnement en gaz naturel du sud de la France : entre 2011 et 2012, les émissions de GNL depuis les terminaux de Fos ont diminué de 25 %, alors que les flux vers l'Espagne ont augmenté de 40 %.
2. Conditions particulières d'accès aux réseaux
de transport de gaz naturel pour les consommateurs gazo-intensifs
2.1. Propositions soumises à consultation publique par la CRE
 Dans sa consultation publique de juillet 2013, la CRE a soumis deux possibilités pour la mise en œuvre de conditions particulières d'accès aux réseaux de transport pour les consommateurs gazo-intensifs. La première consistait en un rattachement contractuel au PEG Nord des sites concernés raccordés en zone GRTgaz Sud. La seconde consistait en une priorité d'accès pour les sites concernés à une partie des capacités Nord vers Sud, à un prix régulé.
2.2. Synthèse des réponses à la consultation publique
 A l'exception des clients industriels, majoritairement favorables, les contributeurs sont tous défavorables à un rattachement des consommateurs gazo-intensifs au PEG Nord. Ils mettent en exergue les difficultés opérationnelles et les surcoûts qu'il pourrait générer pour GRTgaz. Ils insistent également sur son caractère potentiellement discriminatoire entre consommateurs gazo-intensifs et entre utilisateurs du réseau. Enfin, ils considèrent qu'il pourrait avoir des effets néfastes sur le développement de la liquidité et de la concurrence sur les marchés de gros et de détail dans le sud de la France.
 En ce qui concerne la seconde possibilité, les expéditeurs sont défavorables à la commercialisation en deux phases avec priorité aux gazo-intensifs lors de la première phase. Ils estiment néanmoins que si l'une des deux possibilités devait être mise en œuvre, la seconde devrait être privilégiée. Ils indiquent en outre que le volant de capacités fermes proposé lors de la première phase (40 GWh/J) est surdimensionné. Les consommateurs industriels sont, quant à eux, favorables à cette option et demandent une augmentation de la capacité dédiée aux consommateurs gazo-intensifs.
2.3. Analyse de la CRE
 Un rattachement au PEG Nord des sites gazo-intensifs situés dans le Sud nécessiterait de dédier une part substantielle des capacités de liaison Nord vers Sud à la mise en œuvre de cette mesure. Compte tenu de l'importance des volumes concernés, cette mesure devrait nécessairement s'accompagner de critères de sélection restrictifs. Ainsi, seul un nombre limité de sites pourraient bénéficier de conditions particulières d'accès au réseau de transport.
 A ce titre, la CRE considère qu'un rattachement des sites concernés au PEG Nord conférerait un avantage excessif à ces derniers, au détriment des autres utilisateurs des réseaux de gaz dans le sud de la France.
 La CRE considère que la mise en place d'une première phase de commercialisation des capacités de liaison Nord vers Sud réservée aux consommateurs gazo-intensifs constitue une mesure proportionnée à la situation des sites gazo-intensifs dans le sud de la France. En outre, elle s'inscrit dans la continuité des règles d'allocation utilisées précédemment. Enfin, la CRE note que sa mise en œuvre ne poserait pas de problème d'ordre opérationnel.
2.4. Décision de la CRE
 Les sites gazo-intensifs, dès lors qu'ils auront été désignés conformément aux conditions prévues par la loi, bénéficieront, lors des prochaines allocations de capacités, des conditions particulières d'accès aux capacités de liaison entre les zones Nord et Sud de GRTgaz prévues au paragraphe 3.4.1 de la présente délibération.
3. Règles de commercialisation des capacités
3.1. Synthèse des réponses aux consultations publiques de la CRE
3.1.1. Capacités de liaison dans le sens Nord vers Sud
 En ce qui concerne le produit de recalage du 1er avril au 30 septembre 2014, une large majorité des acteurs est favorable à la proposition de la CRE. Certains expéditeurs souhaitent toutefois que ces capacités soient commercialisées aux enchères dès le 1er avril 2014.
 S'agissant des capacités commercialisées à partir du 1er octobre 2014, la plupart des expéditeurs sont favorables à la proposition de la CRE de les vendre aux enchères. En revanche, ils se montrent défavorables à la cohabitation de deux modes d'allocation, qui conduirait à des prix différents pour un même produit de capacité. Les consommateurs industriels sont, quant à eux, majoritairement défavorables à la mise en place d'enchères et demandent le maintien du système d'allocation au prorata.
3.1.2. Autres produits de capacités
 Pour les autres produits de capacités (liaison Nord-Sud dans le sens Sud vers Nord, PIR Midi, interconnexions avec l'Espagne), les propositions de la CRE ont été accueillies favorablement par une large majorité des contributeurs.
3.2. Analyse de la CRE
3.2.1. Capacités de liaison dans le sens Nord vers Sud
 En ce qui concerne les capacités disponibles entre le 1er avril et le 30 septembre 2014 (produit de recalage), la CRE considère que la reconduction du mode d'allocation au prorata est le plus simple pour gérer la transition jusqu'à la mise en œuvre du code de réseau CAM. En revanche, la CRE est favorable à une mise en œuvre anticipée du code de réseau CAM dès le 1er octobre 2014, avec la mise en place d'enchères.
 La CRE juge préférable de ne pas diminuer la capacité offerte sous forme de produit annuel, du fait de la congestion à la liaison Nord Sud. En conséquence, la règle de réservation de 10 % de la capacité technique pour des produits de maturité inférieure à l'année prévue dans le code CAM ne sera appliquée qu'à compter du 1er octobre 2015.
 En cohérence avec l'orientation définie dans sa délibération du 19 juillet 2012 (5) relative à la mise en œuvre d'un PEG France à l'horizon 2018, la commercialisation des capacités est limitée au 30 septembre 2018. En outre, pour ne pas figer les parts de marché jusqu'à 2018, la CRE estime également préférable de commercialiser les capacités disponibles de façon décroissante en fonction des différentes maturités de capacités.
 Pour les points d'interconnexion internes à un Etat membre, le code de réseau CAM prévoit que le régulateur national peut plafonner les niveaux de capacité attribuables à chaque souscripteur afin d'éviter le verrouillage du marché aval. L'application du prorata lors des allocations passées a conduit à un niveau d'allocation maximal de l'ordre de 1/7, ce qui signifie qu'aucun expéditeur n'a pu obtenir plus de 1/7 de la capacité commercialisée. Allouer les capacités aux enchères sans limitation des demandes individuelles ferait peser le risque d'une concentration excessive des capacités Nord-Sud détenues, ce qui nuirait au développement de la concurrence dans le sud de la France. La CRE juge donc nécessaire d'appliquer cette limitation. Elle considère qu'un plafond de 1/5 des capacités commercialisées pour les demandes individuelles dans le cadre des enchères de capacités à liaison Nord-Sud, dans le sens Nord vers Sud, en cas de congestion constitue une mesure équilibrée permettant de répartir les capacités Nord-Sud entre un nombre suffisamment élevé d'acteurs en vue d'assurer un bon fonctionnement de la concurrence dans le sud de la France. Cette règle s'applique aux sociétés liées, au sens des articles L. 233-1, L. 233-2, L. 233-3 et L. 233-4 du code de commerce.
 La limitation des demandes individuelles, à 1/5 de la capacité commercialisée, ne peut techniquement pas être vérifiée de façon automatisée sur la plate-forme PRISMA pour les enchères de capacités démarrant le 1er octobre 2014. En conséquence, il appartiendra aux expéditeurs de veiller à respecter cette règle. La CRE rappelle qu'en application de l'article L. 134-26 du code de l'énergie le non-respect des règles fixées par la présente délibération est susceptible de faire l'objet des sanctions prévues par l'article L. 134-27.
 Conformément au code de réseau CAM, les prix de réserve des produits de capacités pour les enchères seront égaux aux tarifs régulés fixés par la CRE. Le tarif régulé des capacités trimestrielles sera fixé par la CRE lors de la mise à jour des tarifs de transport de gaz au 1er avril 2014.
 Pour ce qui concerne les incréments de prix pour les enchères, la CRE rappelle que ces derniers doivent être fixés en tenant compte de deux objectifs : finaliser les enchères dans une durée raisonnable et minimiser les quantités invendues.
 Enfin, GRTgaz a annoncé qu'il pouvait commercialiser sous forme ferme, à compter du 1er avril 2014, 40 GWh/j de capacité aujourd'hui commercialisés sous forme interruptible. Les capacités techniques à la liaison Nord-Sud seront donc, à compter du 1er avril 2014, de 270 GWh/j de capacité ferme et 180 GWh/j de capacité interruptible.
3.2.2. Autres produits de capacités
 Comme pour les capacités à la liaison Nord vers Sud, la CRE considère que le mode d'allocation au prorata est le plus simple pour gérer la transition jusqu'à la mise en œuvre du code de réseau CAM pour les capacités disponibles entre le 1er avril et le 30 septembre 2014 à la liaison Sud vers Nord, au PIR Midi et aux interconnexions avec l'Espagne.
 Elle est également favorable à l'anticipation de la mise en œuvre du code de réseau CAM, avec la commercialisation aux enchères des capacités dès le 1er octobre 2014, à l'exception du PIR Midi. En effet, avec la création du PEG commun GRTgaz Sud-TIGF au 1er avril 2015, les capacités au PIR Midi ne seront plus commercialisées au-delà de cette échéance. En conséquence, la CRE considère qu'il est plus simple de prolonger le mode d'allocation au prorata pour les capacités disponibles au PIR Midi entre le 1er octobre 2014 et le 31 mars 2015.
 La CRE rappelle que, conformément aux tarifs d'utilisation des réseaux de transport de gaz en vigueur et en anticipation du code de réseau CAM, les produits saisonniers ne seront plus commercialisés au PIR Midi et aux interconnexions avec l'Espagne à compter du 1er avril 2014. Conformement aux dispositions du code de réseau CAM, les tarifs de transport de gaz en vigueur prévoient également que les prix de réserve des produits de capacités pour les enchères seront égaux aux tarifs régulés fixés par la CRE. Les tarifs des capacités annuelles et trimestrielles seront fixés lors de la mise à jour des tarifs de transport au 1er avril 2014.
 Par cohérence avec les règles appliquées à la liaison Nord-Sud dans le sens Nord vers Sud, la règle de réservation de 10 % de la capacité technique pour des produits de maturité inférieure à l'année prévue dans le code CAM ne sera appliquée dans le sens Sud vers Nord qu'à compter du 1er octobre 2015. Cette règle ne sera pas appliquée au PIR Midi.
 Des travaux sont en cours au sein de l'initiative régionale Sud pour décliner le code de réseau CAM au niveau des interconnexions entre la France et l'Espagne, pour les capacités disponibles à compter du 1er octobre 2014. A cet horizon, TIGF et Enagas envisagent la mise en place d'un point d'interconnexion virtuel regroupant les points d'interconnexion physiques de Larrau et Biriatou. TIGF et Enagas envisagent de commercialiser les capacités disponibles au 1er octobre 2014 au point virtuel d'interconnexion aux enchères, via la plate-forme PRISMA, selon les modalités du code de réseau CAM. La CRE prendra ultérieurement une délibération prenant en compte les conclusions des travaux de l'initiative régionale Sud.
3.3. Décision de la CRE
3.3.1. Capacités de liaison dans le sens Nord vers Sud
 Les capacités disponibles entre le 1er avril et le 30 septembre 2014 seront commercialisées sous la forme d'un produit de recalage semestriel selon un processus de prorata comprenant une première phase avec priorité aux consommateurs gazo-intensifs et une seconde phase ouverte à l'ensemble des expéditeurs (voir le point a du paragraphe 3.4.1). Le tarif de ce produit de recalage sera égal à 50 % du tarif des capacités annuelles correspondantes. Ce produit est assimilé à un produit annuel pour les cessions sur le marché secondaire.
 A compter du 1er octobre 2014, les capacités annuelles seront commercialisées jusqu'au 30 septembre 2018 en deux phases (voir les points b et c du paragraphe 3.4.1) :
 ― une première phase réservée aux consommateurs gazo-intensifs avec une allocation au prorata. Cette phase est limitée à 40 GWh/j de capacité ferme et 23 GWh/j de capacité interruptible ;
 ― une seconde phase ouverte à l'ensemble des expéditeurs avec allocation aux enchères.
 A partir du 1er octobre 2015, 10 % de la capacité technique seront déduits des capacités commercialisées en annuel et seront réservés pour le court terme (produits trimestriels).
 Concernant la capacité disponible pour la commercialisation aux enchères sous forme de produit annuel lors de la seconde phase :
 100 % de la capacité est offerte sur la période octobre 2014-septembre 2015 ;
 50 % de la capacité est offerte sur la période octobre 2015-septembre 2016 ;
 25 % de la capacité est offerte sur la période octobre 2016-septembre 2018.
 Les demandes individuelles des expéditeurs dans le cadre des enchères sont limitées à 1/5 des capacités commercialisées à partir du deuxième tour des enchères. Cette règle s'applique à l'ensemble des produits de capacités commercialisés via des enchères à plusieurs tours.
 GRTgaz notifie à la CRE les niveaux des incréments de prix envisagés au plus tard un mois avant la tenue de l'enchère. La CRE dispose d'une semaine pour s'y opposer le cas échéant. GRTgaz tiendra compte de l'écart de prix constaté sur le marché entre les PEG Nord et Sud et consultera au préalable les acteurs du marché.
3.3.2. Autres produits de capacités
 a) Liaison Nord-Sud dans le sens Sud vers Nord :
 Les capacités disponibles du 1er avril au 30 septembre 2014 à la liaison Nord-Sud dans le sens Sud vers Nord seront commercialisées au prorata des demandes. Le tarif de ce produit de recalage sera égal à 50 % du tarif des capacités annuelles correspondantes.
 A compter du 1er octobre 2014, les capacités annuelles seront commercialisées jusqu'au 30 septembre 2018 aux enchères.
 A partir du 1er octobre 2015, 10 % de la capacité technique seront déduits des capacités commercialisées en annuel et seront réservés pour le court terme (produits trimestriels).
 Les incréments de prix des enchères seront fixés par GRTgaz dans des conditions identiques à celles mentionnées au point précédent.
 b) Interface GRTgaz Sud-TIGF :
 Les capacités disponibles du 1er avril au 31 mars 2015 sont commercialisées sous la forme de deux produits, présentant chacun une durée totale de six mois, selon les modalités utilisées lors des allocations précédentes, soit au prorata des demandes. Le tarif de ces produits sera égal à 50 % du tarif des capacités annuelles correspondantes.
 c) Interconnexions avec l'Espagne :
 Les capacités disponibles du 1er avril au 30 septembre 2014 au point d'interconnexion de Larrau sont commercialisées sous la forme d'un produit d'une durée totale de six mois, selon les modalités utilisées lors des allocations précédentes, soit au prorata des demandes. Le tarif de ces produits de recalage sera égal à 50 % du tarif des capacités annuelles correspondantes.
 Les capacités disponibles du 1er avril au 30 septembre 2014 au point d'interconnexion de Biriatou sont commercialisées sous la forme d'un produit d'une durée totale de six mois, selon les modalités utilisées lors des allocations précédentes.
3.4. Règles détaillées d'allocation des capacités
3.4.1. Règles d'allocation des capacités
à la liaison Nord-Sud dans le sens Nord vers Sud
 a) Produit de recalage (1er avril au 30 septembre 2014) :
 A titre indicatif, le volume de capacité concerné est de 166 GWh/j de capacités fermes et de 102 GWh/j de capacités interruptibles. GRTgaz publiera sur son site internet avec un préavis suffisant les volumes précis de capacité commercialisés. Ces capacités sont commercialisées en deux phases suivant les règles décrites ci-dessous.
 Phase 1 :
 ― volume de capacités proposé : 40 GWh/j de capacités fermes et 23 GWh/j de capacités interruptibles ;
 ― phase ouverte aux consommateurs gazo-intensifs situés en zones d'équilibrage GRTgaz Sud ou TIGF ainsi qu'aux détenteurs d'un contrat de raccordement avec GRTgaz ou TIGF. GRTgaz prendra en compte la liste des consommateurs gazo-intensifs publiée par l'autorité administrative à la date et à l'heure limites de dépôt des demandes de capacité pour cette phase 1. En l'absence de publication d'une telle liste à cette échéance, GRTgaz applique la procédure sans prendre en compte la qualité de consommateur gazo-intensif ;
 ― les participants doivent détenir un contrat d'acheminement leur permettant de souscrire des capacités sur le réseau principal de GRTgaz ;
 ― les consommateurs gazo-intensifs et les détenteurs d'un contrat de raccordement au réseau de GRTgaz ou au réseau de TIGF peuvent mandater un expéditeur de leur choix pour participer à cette phase ;
 ― les demandes des expéditeurs sont limitées à hauteur de la moyenne des consommations journalières de leur(s) site(s) constatées sur les deux dernières années civiles ;
 ― en cas de demande supérieure à l'offre, les capacités sont allouées au prorata des demandes avec application de la règle de priorité suivante :
  ― priorité, le cas échéant, aux demandes des expéditeurs bénéficiant du statut de gazo-intensif ou mandatés par un consommateur gazo-intensif ;
  ― puis allocation des éventuelles capacités restantes aux expéditeurs disposant d'un contrat de raccordement au réseau de transport ou mandatés par un détenteur d'un contrat de raccordement ;
 ― les capacités éventuellement invendues à l'issue de cette phase sont commercialisées dans la phase suivante.
 Phase 2 :
 ― volume de capacités proposé : 126 GWh/j de capacités annuelles fermes et 79 GWH/j de capacités annuelles interruptibles, auxquels s'ajoutent, le cas échéant, les capacités invendues à l'issue de la phase 1 ;
 ― phase ouverte à l'ensemble des expéditeurs détenteurs d'un contrat d'acheminement leur permettant de souscrire des capacités sur le réseau principal de GRTgaz ;
 ― limitation de la demande de chaque expéditeur à hauteur de ses engagements de livraison physique dans la limite du volant de capacités commercialisées (tels que définis ci-après) ;
 ― en cas de demande supérieure à l'offre : les capacités sont allouées au prorata des demandes ;
 ― cette phase se déroule en trois tours successifs, à chaque tour, un tiers de la capacité mise à disposition est proposé, auquel s'ajoute, le cas échéant, la capacité invendue au tour précédent. Pour chacun des tours, la demande exprimée par l'expéditeur est limitée au minimum entre :
  ― le tiers du volant de capacité proposé à la commercialisation au titre de la phase 2 ;
  ― le maximum entre :
   ― le tiers de l'engagement de livraison physique de l'expéditeur multiplié par 1,2 et minoré, le cas échéant, des capacités obtenues à l'issue de la phase 1 ; et
   ― le tiers de 2,5 GWh/j.
 Définition de l'engagement de livraison physique et du plafond de la demande de chaque expéditeur :
 Les demandes de chaque expéditeur sont plafonnées au niveau de leur engagement de livraison physique, qui correspond au maximum des deux termes suivants :
 (a) La somme des souscriptions effectives concernant :
 ― les capacités de livraison détenues au 1er novembre 2013 aux points d'interface consommateur GRTgaz Sud et TIGF (clients industriels) ;
 ― les capacités de livraison détenues au 1er octobre 2013 aux PITD GRTgaz Sud et TIGF (distributions publiques) ;
 ― les capacités de transport détenues au 1er novembre 2013 aux PIRR Savoie et Monaco et au PIR Jura ;
 ― les capacités de sortie vers l'Espagne (Larrau, Biriatou) detenues au 1er novembre 2013 pour la période démarrant au 1er avril 2014 ;
 (b) La somme des capacités d'injection détenues au 1er novembre 2013 dans les stockages de TIGF et de Storengy situés en zone GRTGaz Sud.
 De façon à préserver le potentiel de développement de la concurrence, la demande de chaque expéditeur est plafonnée à son engagement de livraison physique multiplié par 1,2. Cette demande ne peut excéder le volume total de capacités proposé à la commercialisation lors de la phase 2 (soit 126 GWh/j pour les capacités fermes ou 79 GWh/j pour les capacités interruptibles) auxquelles s'ajoutent les éventuelles capacités invendues à l'issue de la phase 1.
 La capacité obtenue lors de la phase 1 est déduite de l'engagement de livraison physique de chaque expéditeur.
 Tout expéditeur a la possibilité de faire une demande de 2,5 GWh/j, si son engagement de livraison physique tel que calculé ci-dessus conduit à plafonner sa demande à une valeur inferieure à 2,5 GWh/j.
 Déroulement du processus d'allocation pour la phase 1 :
 ― les expéditeurs communiquent à GRTgaz les consommations annuelles moyennes du (des) site(s) concernés sur les deux dernières années civiles et, le cas échéant, les éléments attestant de l'octroi du statut de consommateur gazo-intensif pour ce (ces) site(s) ou du raccordement au réseau de GRTgaz ou de TIGF ;
 ― GRTgaz vérifie les valeurs communiquées au regard des données en sa possession ;
 ― GRTgaz transmet à TIGF et/ou aux gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) les données concernant les sites raccordés à leur réseau pour vérification ;
 ― GRTgaz procède à l'allocation en fonction des résultats de ces vérifications.
 Déroulement du processus d'allocation pour la phase 2 :
 ― les expéditeurs communiquent à GRTgaz leur engagement de livraison physique tel que décrit ci-dessus ;
 ― GRTgaz vérifie ces demandes au regard des données en sa possession ;
 ― GRTgaz transmet à TIGF les données le concernant pour vérification ;
 ― GRTgaz procède à l'allocation en fonction des résultats de ces vérifications.
 GRTgaz organise le prochain processus d'allocation de manière à ce que l'allocation des capacités du produit de recalage soit finalisée avant le 30 novembre 2013.
 b) Capacités disponibles à compter du 1er octobre 2014 :
 Ces capacités sont commercialisées jusqu'au 30 septembre 2018 en deux phases suivant les règles décrites ci-dessous.
 Phase 1 :
 ― volume de capacités proposé : 40 GWh/j de capacités fermes et 23 GWh/j de capacités interruptibles commercialisées sur une période de quatre ans ;
 ― phase ouverte aux consommateurs gazo-intensifs situés en zones d'équilibrage GRTgaz Sud ou TIGF. GRTgaz prendra en compte la liste des consommateurs gazo-intensifs publiée par l'autorité administrative à la date et à l'heure limites de dépôt des demandes de capacités pour la phase 1. En l'absence de publication d'une telle liste à cette échéance, aucune capacité ne pourra être allouée au titre de cette phase ;
 ― les participants doivent détenir un contrat d'acheminement leur permettant de souscrire des capacités sur le réseau principal de GRTgaz ;
 ― les consommateurs gazo-intensifs mentionnés ci-avant peuvent mandater un expéditeur de leur choix pour participer à cette phase ;
 ― les demandes des expéditeurs sont limitées à hauteur de la moyenne des consommations journalières de leur(s) site(s) constatées sur les deux dernières années civiles ;
 ― en cas de demande supérieure à l'offre, les capacités sont allouées au prorata des demandes ;
 ― les capacités éventuellement invendues à l'issue de cette phase sont commercialisées dans la phase suivante.
 Phase 2 :
 ― ouverte à l'ensemble des expéditeurs détenteurs d'un contrat d'acheminement leur permettant de souscrire des capacités sur le réseau principal de GRTgaz ;
 ― volume de capacités proposé : les volumes ci-dessous sont indicatifs. GRTgaz publiera sur son site internet avec un préavis minimal d'un mois les volumes précis de capacité commercialisés.
CAPACITÉS FERMES
CAPACITÉS INTERRUPTIBLES
1er octobre 2014-30 septembre 2015
126 GWh/j
102 GWh/j
1er octobre 2015-30 septembre 2016
76,5 GWh/j
58 GWh/j
1er octobre 2016-30 septembre 2017
38,25 GWh/j
29 GWh/j
1er octobre 2017-30 septembre 2018
38,25 GWh/j
29 GWh/j
 ― commercialisation via le processus d'enchères prévu par le code de réseau CAM sur la plate-forme PRISMA ;
 ― prix de réserve égal au tarif régulé de la capacité ;
 ― limitation des demandes individuelles à 1/5 de la capacité commercialisée, à partir du deuxième tour d'enchères.
 c) Capacités disponibles entre le 1er avril et le 30 septembre 2015 :
 L'arrivée à échéance de souscriptions de capacité à la liaison Nord vers Sud au 1er avril 2015 nécessite la commercialisation d'un second produit de recalage entre le 1er avril et le 30 septembre 2015. Les volumes concernés sont de 27 GWh/j de capacités fermes et 14 GWh/j de capacités interruptibles. Ces capacités seront commercialisées aux enchères sous forme de produits trimestriels en juin 2014. Le prix de réserve de ces enchères sera égal au prix régulé de la capacité trimestrielle.
3.4.2. Règles d'allocation des capacités à la liaison Nord-Sud dans le sens Sud vers Nord
 a) Produits de recalage (1er avril au 30 septembre 2014) :
 Les capacités disponibles entre le 1er avril 2014 et le 30 septembre 2014 seront commercialisées via des ventes par guichet au prorata simple.
 GRTgaz publiera sur son site internet avec un préavis suffisant les volumes précis de capacité commercialisés.
 Le tarif de ces capacités sera égal à 50 % du tarif des capacités annuelles correspondantes.
 b) Capacités disponibles à compter du 1er octobre 2014 :
 Les capacités disponibles à partir du 1er octobre 2014 seront commercialisées aux enchères jusqu'au 30 septembre 2018, selon les modalités suivantes :
 ― commercialisation via le processus d'enchères prévu par le code de réseau CAM sur la plate-forme PRISMA ;
 ― prix de réserve égal au tarif régulé de la capacité.
 10 % des capacités techniques seront commercialisés, sous la forme de produits trimestriels en juin 2015.
 GRTgaz publiera sur son site internet avec un préavis minimal d'un mois les volumes précis de capacité commercialisés.
3.4.3. Règles d'allocation des capacités au PIR Midi
 a) Produits de recalage (1er avril au 30 septembre 2014) :
 Les capacités disponibles entre le 1er avril et le 30 septembre 2014 seront commercialisées via des ventes par guichet au prorata simple.
 TIGF et GRTgaz publieront sur leur site internet avec un préavis minimal d'un mois les volumes précis de capacité commercialisés.
 Le tarif de ces capacités sera égal à 50 % du tarif des capacités annuelles correspondantes.
 b) Capacités disponibles à compter du 1er octobre 2014 :
 Les capacités disponibles entre le 1er octobre 2014 et le 31 mars 2015 seront commercialisées via des ventes par guichet au prorata simple.
 TIGF et GRTgaz publieront sur leur site internet avec un préavis minimal d'un mois les volumes précis de capacité commercialisés.
 Le tarif de ces capacités sera égal à 50 % du tarif des capacités annuelles correspondantes.
 Les capacités au PIR Midi ne seront plus commercialisées à compter du 1er avril 2015.
3.4.4. Règles d'allocation des capacités à l'interconnexion avec l'Espagne
 Produits de recalage (1er avril au 30 septembre 2014) :
 Les capacités disponibles entre le 1er avril et le 30 septembre 2014 au PIR Larrau seront commercialisées via des ventes par guichet au prorata simple.
 TIGF publiera sur son site internet avec un préavis minimal d'un mois les volumes précis de capacité commercialisés.
 Le tarif de ces capacités sera égal à 50 % du tarif des capacités annuelles correspondantes.
4. Affectation de capacités interruptibles
au couplage de marché entre le PEG Nord et le PEG Sud
 Depuis le 1er avril 2013, 30 GWh/j de capacités interruptibles sont consacrés au couplage de marché dans le sens Nord vers Sud. Les capacités invendues à l'issue du couplage de marché sont réintégrées à l'offre de capacités use-it-and-buy-it.
 Dans sa consultation publique de juin 2013, la CRE a proposé de maintenir un volume de 30 GWh/j de capacités interruptibles affecté au couplage de marché.
 Les contributeurs sont majoritairement favorables à cette proposition et indiquent que le couplage de marché favorise le développement de la liquidité sur le marché de gros en zone Sud.
 La CRE demande à GRTGaz de maintenir le couplage de marché au 1er avril 2014.
5. Redistribution des excédents de recettes d'enchères
 Les modalités de redistribution des excédents de recettes d'enchères seront définies par la CRE dans le cadre de la mise à jour des tarifs de transport de gaz au 1er avril 2014. Les éléments ci-après constituent les orientations envisagées par la CRE.
5.1. Synthèse des réponses à la consultation publique de la CRE
 La CRE a soumis trois propositions à consultation publique en ce qui concerne la redistribution des recettes d`enchères :
 ― redistribution des excédents de recettes suivant les règles usuelles du CRCP ;
 ― utilisation des excédents de recettes pour financer les investissements de décongestion ;
 ― redistribution des excédents de recettes sur une base annuelle aux expéditeurs desservant des consommateurs situés en aval de la congestion.
 Les contributeurs sont majoritairement en accord avec l'analyse défavorable de la CRE sur le versement des excédents de recettes au CRCP. Ils considèrent que les consommateurs du sud de la France doivent bénéficier de la redistribution, en l'état actuel de la congestion du Nord vers le Sud.
 Une majorité de contributeurs est favorable, sur le principe, à l'utilisation des excédents de recettes pour financer les investissements de décongestion (de type compte régulé de financement des interconnexions). Toutefois, certains d'entre eux considèrent qu'une telle mesure reviendrait à faire financer les investissements du GRT par les utilisateurs actuels des réseaux, alors que ce rôle doit revenir aux GRT et à leurs actionnaires. En outre, les recettes d'enchères sont soumises à l'impôt sur les sociétés, ce qui réduit d'autant les montants pouvant être utilisés par le GRT pour financer les investissements de décongestion.
 Pour la liaison Nord-Sud, la redistribution ciblée des excédents de recette, sur une base annuelle, aux expéditeurs livrant des consommateurs finals situés dans le sud de la France, est privilégiée par la majorité des contributeurs, soit en tant que premier choix, soit en tant que choix par défaut en l'absence de solution pratique permettant d'utiliser ces excédents pour le financement des investissements.
5.2. Analyse de la CRE
 Les résultats de consultation publique confortent l'analyse préliminaire de la CRE présentée dans la consultation publique.
 Une redistribution des excédents d'enchères via la CRCP ne permettrait pas de tenir compte de la situation spécifique des utilisateurs du réseau. Elle conduirait par exemple, pour la liaison Nord-Sud, à faire bénéficier les utilisateurs en zone Nord de cette redistribution alors même qu'ils ne subissent pas d'augmentation de leur facture d'acheminement consécutive aux enchères à la liaison Nord-Sud.
 S'agissant de l'affectation des excédents d'enchères au financement des investissements de décongestion du réseau, la CRE a poursuivi les travaux avec les GRT mais n'a pas identifié à ce stade de solution alternative permettant de garantir que l'intégralité des montants collectés soit effectivement utilisée pour financer les investissements de décongestion.
 En conséquence, la CRE retient le principe de redistribution des excédents d'enchères aux consommateurs finals situés sur la zone d'équilibrage ou la zone de marché adjacente à l'interconnexion concernée.
5.2.1. Liaison Nord-Sud
 S'agissant de la liaison Nord-Sud, la CRE considère que la totalité des excédents d'enchères doit être reversée sans délai aux expéditeurs livrant des consommateurs finals situés en zone GRTgaz sud. Cela permettra de neutraliser globalement la hausse de la facture d'acheminement résultant des prix élevés d'enchères qui pourraient être constatés du fait de la congestion actuelle dans le sens Nord vers Sud.
 Ces excédents seront redistribués par GRTgaz aux expéditeurs livrant des clients finals en zone Sud au prorata des volumes consommés, selon une fréquence trimestrielle au minimum. De façon à assurer la meilleure transparence, GRTgaz rendra public le montant unitaire de la redistribution en €/MWh. En outre, les volumes correspondant aux capacités Nord vers Sud obtenues lors de la phase 1 de l'allocation ne bénéficieront pas de la redistribution, dans la mesure où ces capacités sont facturées au tarif régulé.
 Dans le cas où des excédents de recettes d'enchères apparaîtraient dans le sens Sud vers Nord, ils seraient redistribués suivant les mêmes principes aux expéditeurs livrant des consommateurs finals en zone GRTgaz Nord.
5.2.2. Interconnexions transfrontalières
 Pour les interconnexions transfrontalières où les capacités sont vendues sous forme de produits groupés, la CRE considère que les deux transporteurs concernés doivent percevoir chacun 50 % de ces excédents. La mise en œuvre de cette règle est déjà prévue dans le cadre de l'initiative régionale Sud.
 A ce stade de ses analyses, la CRE considère que la part des excédents perçue par TIGF aux interconnexions avec l'Espagne pourrait être redistribuée aux expéditeurs livrant des clients finals en zone TIGF au prorata des volumes consommés, suivant le même principe que pour la liaison Nord-Sud.
 Les mêmes principes pourraient s'appliquer pour les interconnexions en zone GRTgaz Nord.
 La CRE consultera les acteurs de marché sur ces sujets dans le cadre de la mise à jour des tarifs de transport de gaz au 1er avril 2014.
5.2.3. Evolution envisagée au 1er avril 2015
 Une place de marché commune sera créée au 1er avril 2015 dans les zones GRTgaz Sud et TIGF. Il est envisagé, à cette échéance, de mettre en commun les excédents de recettes d'enchères obtenus à la liaison Nord-Sud et à la frontière franco-espagnole et de les redistribuer aux expéditeurs desservant des consommateurs finals situés dans les deux zones GRTgaz Sud et TIGF. Cette évolution fera l'objet d'une décision ultérieure de la CRE.
5.3. Orientations de la CRE concernant le traitement tarifaire
des excédents de recettes d'enchères
5.3.1. Redistribution des excédents de recettes d'enchères
à la liaison Nord-Sud
 Dans le cadre de la mise à jour des tarifs de transport de gaz au 1er avril 2014, la CRE envisage de retenir le traitement suivant pour les excédents de recettes perçus par GRTgaz à la liaison Nord-Sud.
 Les excédents de recettes perçus par GRTgaz au titre des enchères à la liaison Nord-Sud seraient redistribués au minimum une fois par trimestre aux expéditeurs, au prorata des volumes livrés à leurs clients finals raccordés en zone GRTgaz Sud.
 Pour un expéditeur livrant un site gazo-intensif ayant obtenu, directement ou par un mandataire, des capacités de liaison Nord vers Sud lors de la première phase d'allocation, l'assiette de redistribution serait calculée de manière à ne pas inclure les volumes livrés correspondant à ces capacités. Ainsi, les volumes éligibles à la redistribution seraient calculés en multipliant :
 ― le volume total consommé par ce site ;
 ― par le quotient de la capacité obtenue en phase 1 et de la capacité totale de livraison souscrite pour le site auprès de l'opérateur auquel il est raccordé (GRTgaz ou GRD). Dans le cas où le site est raccordé à un réseau de distribution, le GRD concerné transmettra à GRTgaz les volumes consommés par le site raccordé à son réseau.
 Si le site gazo-intensif est raccordé en aval d'un autre site directement raccordé au réseau de GRTgaz ou d'un GRD, l'expéditeur livrant le site directement raccordé au réseau ferait l'objet d'une révision des volumes de gaz éligibles à la redistribution. Les volumes éligibles seraient calculés en multipliant :
 ― le volume total mesuré par GRTgaz au point de comptage du site directement raccordé au réseau ;
 ― par le quotient de la capacité obtenue en phase 1 par le site gazo-intensif en aval du site raccordé et de la capacité totale de livraison souscrite pour le site directement raccordé au réseau. Dans le cas où le site est raccordé à un réseau de distribution, le GRD concerné transmettra à GRTgaz les volumes consommés par le site raccordé à son réseau.
5.3.2. Redistribution des excédents de recettes d'enchères
à l'interconnexion avec l'Espagne
 Dans le cadre de la mise à jour des tarifs de transport de gaz au 1er avril 2014, la CRE envisage de retenir le traitement suivant pour les excédents de recettes perçus par TIGF à l'interconnexion avec l'Espagne.
 Les excédents de recettes perçus par TIGF au titre des enchères à l'interconnexion avec l'Espagne seraient redistribués au minimum une fois par trimestre aux expéditeurs livrant des clients finals en zone TIGF, au prorata des volumes consommés.
5.3.3. Redistribution des excédents de recettes d'enchères
aux interconnexions en zone Nord
 Dans le cadre de la mise à jour des tarifs de transport de gaz au 1er avril 2014, la CRE envisage de retenir le traitement suivant pour les excédents de recettes perçus par GRTgaz aux interconnexions en zone Nord.
 Les excédents de recettes perçus par GRTgaz au titre des enchères aux interconnexions en zone Nord seraient redistribués au minimum une fois par trimestre aux expéditeurs livrant des clients finals en zone GRTgaz Nord, au prorata des volumes consommés.
5.3.4. Redistribution des excédents de recettes
après le 1er avril 2015
 Dans la perspective de la création d'une place de marché commune au 1er avril 2015, la CRE demande à GRTgaz et à TIGF d'instruire en concertation gaz l'opportunité d'une mutualisation des excédents de recettes d'enchères perçus à l'interconnexion franco-espagnole et à la liaison Nord-Sud dans le sens Nord-Sud.
6. Publication
 La présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française.
 Fait à Paris, le 17 octobre 2013.