Participaient à la séance : Jean-François CARENCO, président, Christine CHAUVET, Catherine EDWIGE, Jean-Laurent LASTELLE, commissaires.
1. Contexte, compétence et saisine de la cre
Le terminal méthanier de Fos Tonkin, situé à Fos-sur-Mer sur la façade méditerranéenne et exploité par Elengy, peut recevoir des navires méthaniers de classe Medmax transportant jusqu'à 75 000 m3 de gaz naturel liquéfié (GNL).
L'exploitation du terminal, initialement programmée jusqu'à la fin de l'année 2014, a été prolongée en 2011 jusqu'au 31 décembre 2020 après une procédure d'appel au marché validée par la CRE dans sa délibération du 7 juillet 2011 (1).
La décision de pérennisation du terminal au-delà du 1er octobre 2014 a été prise après validation de la conformité du déroulement de la procédure par la CRE dans sa délibération du 13 décembre 2011 (2). Elengy y commercialise, jusqu'à fin décembre 2020, une capacité de regazéification de 3 Gm3/an, avec un réservoir de stockage de GNL de 80 000 m3.
Le terminal de Fos Tonkin permet également de charger des « micro-méthaniers » d'une capacité minimale de 7 500 m3, et des camions pour du GNL porté, jusqu'à 34 citernes par jour.
D'après les capacités commercialisées aujourd'hui, l'exploitation du terminal devrait donc se terminer au 31 décembre 2020. Elengy propose de commercialiser des capacités au-delà de cette échéance et de prolonger ainsi l'exploitation du terminal.
Elengy a soumis à la Commission de régulation de l'énergie (CRE) le 29 mai 2019 la procédure d'appel au marché constituée du Mémorandum d'Information et des Conditions Particulières annexées à l'Accord de souscription.
En application de l'article L. 134-2 du code de l'énergie, « la Commission de régulation de l'énergie précise, par décision publiée au Journal officiel, les règles concernant : […] 4° Les conditions d'utilisation […] des installations de gaz naturel liquéfié […] ».
La présente délibération porte sur la procédure d'appel au marché pour le projet de pérennisation du terminal méthanier de Fos Tonkin, après le 31 décembre 2020.
2. Description du projet d'appel au marché
2.1. Calendrier de commercialisation
Le processus de commercialisation est ouvert à toute société intéressée et comprend plusieurs étapes :
- 22 janvier 2019 : information préalable lors du comité d'orientation de la Concertation GNL ;
- 20 février 2019 : publication d'un premier appel à souscriptions sur le site internet d'Elengy (3), démarrant ainsi une phase non engageante ;
- 11 juin 2019 : début de la phase engageante de souscription, sous réserve de la validation de la procédure d'appel au marché par la CRE. Les sociétés ont jusqu'au au 14 juin pour se qualifier, et au 21 juin pour soumettre une offre engageante ;
- 28 juin 2019 : date limite de notification des résultats de la phase engageante par Elengy, comprenant le résultat du test économique et la confirmation de l'allocation des capacités et le résultat du test économique ;
- 12 juillet 2019 : date limite de signature des accords de souscriptions et clôture de l'appel au marché.
2.2. Produit proposé à la vente
Les capacités suivantes sont proposées par Elengy :
- une capacité annuelle de réception de 18 TWh ;
- un nombre maximal de 36 opérations de déchargement par an, pour des navires de classe Medmax ;
- un nombre maximal de 150 opérations de rechargement de micro-méthaniers.
L'activité de la station de chargement de citernes GNL sera également maintenue après 2020 et à disposition des utilisateurs du terminal méthanier.
L'échéance proposée pour les capacités est le 31 décembre 2028, pouvant être prolongée jusqu'au 31 mars 2030 en cas d'intérêt de la part du marché.
2.3. Coûts associés à la prolongation du terminal
Afin d'offrir les capacités proposées lors de l'appel au marché, Elengy prévoit un certain nombre d'adaptations de ses installations techniques, comprenant les installations de réception et déchargement des navires, le stockage, les pompes et les installations de regazéification.
Le coût des investissements associés à la pérennisation de ces installations est évalué par Elengy à 21 M€, dont 16 M€ investis entre 2019 et 2022, le reste permettant de maintenir les installations jusqu'à l'échéance. Ce coût est estimé par Elengy à partir des conditions de rémunération en vigueur fixées par la délibération de la CRE du 18 janvier 2017 portant décision sur les tarifs d'utilisation des terminaux méthaniers régulés, sur la base d'un amortissement linéaire complet à horizon 2028. Elengy prévoit ainsi un coût du capital de 3 M€2019/an.
Les charges d'exploitation du terminal à partir de 2021 sont estimées à environ 13 M€2019/an, incluant [confidentiel]. Par ailleurs, ce niveau tient compte d'une hypothèse de réduction de la charge d'imposition forfaitaire sur les entreprises de réseau (IFER), à laquelle les installations de GNL sont soumis, par rapport au niveau actuel.
Le coût total à couvrir pour le service de regazéification estimé par Elengy serait donc de 15,7 M€2019/an sur la période 2021-2024 puis 16,9 M€2019/an sur la période 2025-2028.
Le coût spécifique associé à l'accueil et au rechargement de micro-méthaniers, notamment le coût d'investissement additionnel associé de 4 M€, n'est pas pris en compte dans cette estimation. Il sera couvert via le tarif du service de rechargement, sans aucune conséquence sur les tarifs de déchargement et de regazéification.
2.4. Test économique
Elengy propose de confirmer les allocations de capacités aux participants qualifiés à l'issue d'un test économique. Celui-ci vise à assurer que le tarif unitaire moyen prévisionnel sur la période d'exploitation du terminal reste maitrisé pour les potentiels participants alloués tout en couvrant les coûts du projet.
Pour calculer ce tarif unitaire moyen, Elengy se base sur les coûts prévisionnels figurant dans le mémorandum d'information, qui permettent d'établir un revenu autorisé prévisionnel sur la période allant du 1er janvier 2021 au 31 décembre 2028, présenté dans le paragraphe précédent (2.3).
Le test économique tient compte des potentielles demandes de souscriptions pour le rechargement de micro-méthaniers. Elengy calcule la différence entre d'une part, les revenus prévisionnels associés, calculés sur la base du tarif (4) pour cette opération, et d'autre part, les investissements spécifiques associés, avec le résultat suivant :
- si cette différence est négative, les demandes de souscription de rechargement de micro-méthaniers ne seront pas allouées et les investissements spécifiques ne seraient pas déclenchés ;
- si cette différence est positive, les investissements spécifiques seront déclenchés et la différence positive viendra en déduction du revenu autorisé prévisionnel pour les activités de déchargement.
Elengy calcule ensuite un tarif prévisionnel moyen sur la période allant de janvier 2021 au 31 décembre 2028, en divisant le revenu autorisé prévisionnel par les demandes de souscription de déchargement et de regazéification.
Sur la base d'une hypothèse de souscriptions à 100 % des capacités de regazéification du terminal et de la prise en compte d'un amortissement accéléré des actifs à compter de 2021 jusqu'en 2028, Elengy prévoit un tarif moyen prévisionnel de 0,87 €2019/MWh pour la première période 2021-2024.
Le test économique est considéré comme positif si le tarif unitaire moyen prévisionnel obtenu est strictement inférieur à 1,00 €2019/MWh.
Si le test économique est satisfait, l'allocation des capacités est confirmée aux participants alloués et un accord de souscription est signé. Celui-ci détaille les éventuelles conditions selon lesquelles les participants alloués peuvent renégocier l'accord de souscription et/ou le résilier.
Si le test économique n'est pas satisfait tout en étant relativement proche du niveau seuil, Elengy se rapprochera des participants qualifiés et de la CRE pour tenter de trouver une solution qui pourrait être, entre autres, une augmentation de la demande exprimée par les participants ou l'acceptation du risque d'un tarif spécifique plus élevé. En l'absence d'une solution acceptable commune sous un délai de 14 jours calendaires à compter de la notification par Elengy, le test économique est réputé négatif.
Si le test économique est négatif, les capacités ne sont pas allouées et l'appel au marché est déclaré infructueux et clos.
2.5. Règles d'allocation et conditions commerciales
Les capacités sont allouées suivant l'ordre des demandes de souscription engageantes issue du mécanisme de tri suivant :
- critère n° 1 : les demandes pour lesquelles chaque année les quantités déchargées sont supérieures aux quantités rechargées, sont prioritaires sur les autres demandes ;
- critère n° 2 : les demandes sont ensuite triées par ordre décroissant d'un chiffre d'affaire cumulé théorique généré sur la base des termes tarifaires actuels du terminal de Fos Tonkin actualisés au taux normatif de 5 %.
En cas d'égalité entre deux demandes sur le critère n° 2, les demandes de souscription engageantes ayant déjà été exprimées lors de la phase non engageante sont prioritaires. S'il subsiste à l'issue de l'application des critères décrits ci-avant des demandes de souscription engageantes qui ne peuvent être départagées, un tirage au sort est effectué.
Si une demande de souscription engageante ne peut pas être intégralement satisfaite, Elengy proposera au participant concerné une allocation partielle de sa demande qu'il aura le pouvoir de refuser. En l'absence de réponse de la part du participant sous un jour ouvré, la demande de souscription est réputée refusée. Le cas échéant, les capacités ainsi libérées sont allouées aux demandes de souscription engageantes restantes dans la liste triée s'il en reste selon les règles d'allocation.
Les participants alloués disposent d'un droit de renoncement à leur capacité allouée ou de renégociation d'une sortie anticipée de l'Accord de souscription. Elengy s'engage à informer les participants alloués de l'avancement de ses études et notifiera toute déviation significative de coûts du projet aux participants alloués et à la CRE.
Ces points spécifiques sont détaillés dans les conditions particulières annexées à l'accord de souscription.
3. Analyse de la cre
La CRE est favorable aux conditions prévues par Elengy. En particulier, la CRE considère d'une part que la durée de la phase non engageante a permis un temps d'échange suffisant entre les parties et d'autre part que la fenêtre de soumission des offres engageantes de onze jours, du 11 au 21 juin, proposée par Elengy, durant laquelle les demandes reçues sont réputées avoir été reçues simultanément, garantit un accès non discriminatoire aux capacités de regazéification.
La CRE constate que la construction des coûts proposée par Elengy est en ligne avec les méthodes tarifaires en vigueur. Les utilisateurs du terminal de Fos Tonkin doivent supporter l'ensemble des coûts et des charges du terminal en s'acquittant du tarif d'utilisation du terminal, construit sur la base des coûts et des spécificités propres au terminal de Fos Tonkin.
Par ailleurs, la CRE estime nécessaire que les recettes de chaque service proposé par le terminal couvrent les coûts associés. En conséquence, elle demande à Elengy de supprimer la phrase suivante dans son mémorandum dans la rubrique test économique « Si cette différence est positive, elle est mise en déduction du revenu autorisé prévisionnel pour l'étape suivante. ».
Les prochains tarifs d'utilisation des terminaux méthaniers régulés pour la période ATTM6 seront définis par la CRE pour une entrée en vigueur au 1er avril 2021. Ces tarifs sont individualisés pour chaque terminal, conformément au principe introduit par les tarifs ATTM3 (5) lors de leur entrée en vigueur au 1er avril 2010. En conséquence, l'ensemble des coûts nécessaires à l'exploitation de Fos Tonkin à compter de 2021 seront pris en compte dans le tarif ATTM6 de Fos Tonkin, y compris en cas de déviation par rapport aux coûts prévisionnels du projet.
Conformément aux conditions commerciales proposées par Elengy, les participants alloués disposent de droit de retrait en cas de dérive des coûts et peuvent sortir de l'accord de souscription sous certaines conditions. Le cas échéant, en cas de retrait total de clients, la CRE considère qu'il ne devrait pas y avoir de mutualisation avec les autres terminaux régulés et que le risque de coûts échoués doit être supporté entièrement par Elengy.
Les règles proposées pour départager les demandes en cas de demande globale supérieure à l'offre sont transparentes et permettent de maximiser les capacités commercialisées dans le terminal. De plus, ces règles sont analogues à celles qui ont été validées par la CRE dans le cadre de précédents appels au marché (6). Par ailleurs, la CRE est favorable aux règles de renoncement à leur capacité allouée ou de renégociation d'une sortie anticipée de l'accord de souscription.
Décision
Elengy a saisi la CRE le 29 mai 2019 d'une procédure d'appel au marché pour la prolongation du terminal méthanier de Fos Tonkin au-delà de 2020.
Les capacités suivantes sont proposées par Elengy :
- une capacité annuelle de réception de 18 TWh ;
- un nombre maximal de 36 opérations de déchargement par an, pour des navires de classe Medmax ;
- un nombre maximal de 150 opérations de rechargement de micro-méthaniers.
La CRE demande que soit modifié le Mémorandum d'information en supprimant, dans la rubrique test économique, la phrase « Si cette différence est positive, elle est mise en déduction du revenu autorisé prévisionnel pour l'étape suivante. ».
La CRE considère que la procédure d'appel au marché proposée par Elengy telle que modifiée conformément à la demande de la CRE dans la présente délibération, constituée du Mémorandum d'information qui comporte les règles d'allocation et de ses annexes est transparente, non discriminatoire et fondée sur un test économique pertinent.
La présente décision ne préjuge ni de la couverture, ni le cas échéant des modalités de couverture des charges ou des recettes correspondantes par les tarifs d'utilisation des infrastructures régulées.
La présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française et sur le site internet de la CRE, notifiée à Elengy et transmise au ministre d'Etat, ministre de la Transition écologique et solidaire.