Dispositions réglementaires européennes
Le Règlement (UE) n° 347/2013 a mis en place un ensemble de dispositions visant à promouvoir l'intégration du marché intérieur. Ce règlement est un moyen essentiel pour atteindre les objectifs de la politique énergétique de l'Union européenne et contribue à réduire la fragmentation du marché européen et l'isolement des régions moins favorisées.
Ce règlement instaure la notion de projet d'intérêt commun (PIC) qui, dans le secteur du gaz, peut concerner des canalisations de transport de gaz naturel et de biogaz, des installations de stockage souterrain, des installations des réception, stockage et regazéification ou décompression du gaz naturel liquéfié (GNL) ou du gaz naturel comprimé (GNC), ou encore tout équipement ou installation indispensable pour assurer la sécurité, la sûreté et l'efficacité du fonctionnement du système (mise en place d'une capacité bidirectionnelle, stations de compression…).
Le statut de PIC ouvre la possibilité pour les porteurs de projets de bénéficier des mécanismes conçus pour faciliter leur développement.
Parmi les mesures destinées à favoriser la réalisation des PIC, le Règlement (UE) n° 347/2013 prévoit des mécanismes de financement visant à pallier les problèmes de viabilité commerciale des projets lorsque ceux-ci font obstacle à la prise de décision d'investissement. L'article 12 de ce règlement dispose que, à la demande des porteurs de projets et sur la base d'une analyse des coûts et bénéfices du projet pour les pays bénéficiaires, les autorités de régulation nationales correspondantes décident d'une répartition coordonnée des coûts d'investissement. Cette décision ouvre la possibilité de solliciter une aide financière de l'Union européenne au titre de l'article 14 du Règlement.
Afin de compléter ce règlement, l'ACER a publié une recommandation concernant les demandes et décisions de répartition transfrontalière des coûts (recommandation n° 05/2015). Ce document recommande en particulier d'identifier le ou les pays hôtes sur lesquels le projet produit un impact net négatif puis, le cas échéant, de concevoir une clé de partage des coûts atténuant cet impact négatif.
2. Caractéristiques du projet
2.1. Description technique du projet
En Belgique, la demande d'investissement porte sur la réalisation d'une connexion physique et d'une régulation du débit et de la pression entre le système gazier H et B dans l'installation existante de Winksele. Le projet consiste à construire ou adapter des stations de réduction de pression, à installer de nouvelles vannes d'isolement et à intégrer les dorsales H et B à différents endroits de la station pour alimenter progressivement le marché intérieur B et les points d'interconnexion H/B d'ici 2029.
En France, le projet consiste à créer 9 nouvelles liaisons entre les réseaux de gaz H et de gaz B, la construction d'un nouveau gazoduc de 15 km de long et de 300 mm de diamètre entre les zones de Béthune et de Lens, l'adaptation des installations du point d'entrée de Taisnières (GRTgaz), l'installation de nouvelles vannes d'isolement et la conversion au gaz H du stockage souterrain de Gournay (Storengy). La présente demande d'investissement ne porte néanmoins que sur les adaptations des réseaux nécessaires d'ici 2023, pour lesquelles GRTgaz disposait d'études suffisamment avancées.
Tableau 1. Principales actions prévues par le plan de conversion pour GRTgaz
1
modification de la station de Loon-Plage pour injecter du gaz H dans le réseau de gaz B à Loon-Plage
2
adaptation du poste d'Isbergues pour injecter du gaz H dans le réseau de gaz B à Isbergues
3
modifications de la station de Taisnières : la réduction de la limite minimale de débit (odorisation et contrôle du débit), l'alimentation en gaz H de la zone de Maubeuge, l'amélioration de la fiabilité de l'installation de mélange H>B (garantie B +)
4
construction d'un nouveau gazoduc entre Béthune Sud et Lens de 300 mm de diamètre et environ 15 km
5
connexions du réseau de gaz B et du réseau de gaz H au niveau de 4 postes des canalisations « Artères du Nord » à Beaurevoir / Homblières, Caulaincourt, Nesle et Antheuil
Autres
installation de nouvelles vannes d'isolement afin d'assurer une séparation sûre entre le gaz H et le gaz B en fonction des résultats de vérification d'étanchéité des vannes existantes
adaptation de l'instrumentation pour le contrôle de la qualité du gaz et le calcul du pouvoir calorifique
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
2.2. Calendrier
La réalisation des ouvrages concernés par la demande d'investissement des GRT comprend plusieurs étapes. Le calendrier prévisionnel fourni par les GRT est cohérent avec les délais cibles du plan de conversion coordonnée en Belgique et la France.
Par ailleurs, la coordination entre les deux GRT est bien prise en compte, la mise en œuvre en Belgique du projet d'investissement concernant Winksele se déroule durant la période allant de mai 2020 à juin 2022. Ce calendrier tient compte de l'état d'avancement du projet de conversion en France, afin de garantir en tout temps le transport nécessaire du gaz B vers la France.
Tableau 2. Etapes du plan de conversion en France
Etapes du projet
Date de début
Date de fin
Phase d'opportunité
06/2014
10/2016
Décision d'investissement préliminaire
10/2016
Etudes de faisabilité
01/2017
03/2019
Débat public
Analyse Couts bénéfices
01/2017
06/2017
Allocation transfrontalière des coûts
08/2018
10/2018
Décision finale d'investissement
03/2019
06/2019
Etudes détaillées
2019
2020
Autorisations
2019
2022
Achat
2019
2022
Construction
2020
2023
Mise en service
2021
2023
Tableau 3. Etapes du plan de conversion en Belgique
Etapes du projet
Date de début
Date de fin
Phase d'opportunité
06/2013
09/2017
Décision d'investissement préliminaire
09/2017
12/2017
Etudes de faisabilité
01/2018
06/2018
Débat public
01/2019
02/2019
Analyse Couts bénéfices
01/2017
06/2017
Allocation transfrontalière des coûts
08/2018
10/2018
Décision finale d'investissement
11/2018
12/2018
Etudes détaillées
07/2018
10/2018
Autorisations
03/2019
05/2019
Achat (long délais)
11/2018
02/2019
Construction (différentes étapes)
05/2019
05/2022
Mise en service (différentes étapes)
05/2020
06/2022
3. Evaluation des coûts
3.1. Coûts d'investissement
Estimation des GRT :
La demande d'investissement des GRT porte sur les montants suivants :
44 M€ pour GRTgaz (soit 41 M€2017) ;
23,7 M€ pour Fluxys Belgium (soit 23 M€2017).
Tableau 4. Coûts d'investissement
Décomposition annuelle des coûts
      

     avant mise en service (MEUR)
2018
2019
2020
2021
2022
2023
Total
Fluxys Belgium
1,2
3,9
10,5
5,9
2,2
N/A
23,7
GRTgaz
1,3
2,7
8,2
15,1
11,3
5,2
44
Les études de conceptions des GRT ne sont pas encore terminées. Selon les GRT, les marges d'erreur de leurs estimations sont, à ce stade, de 20 % pour Fluxys Belgium et de 30 % pour GRTgaz.
Evaluation des ARN :
A la suite de l'étude technico-économique confiée à la société E-Cube et publiée en mars 2018, la CRE a estimé à 106 M€2017 les coûts totaux du projet de conversion à la charge de GRTgaz, dont 42 M€2017 pour la phase pilote et 64 M€2017 pour la phase de déploiement. Le montant de 44 M€ avancé par GRTgaz dans sa demande d'investissement pour la première partie de la phase de déploiement est cohérent avec les conclusions de l'étude. Les coûts effectivement supportés par GRTgaz dans les conditions fixées par la présente décision et après déduction des éventuelles aides financières de l'Union européenne seront intégrés par la CRE au tarif du gestionnaire de réseau, en application des règles tarifaires en vigueur et dans la mesure où ils correspondent à ceux d'un opérateur efficace. En particulier, la CRE mettra en œuvre une régulation incitative sur les coûts totaux du projet.
4. Evaluation des bénéfices du projet
La demande d'investissement des GRT ne porte que sur une partie du plan d'adaptation au gaz H des zones actuellement approvisionnées en gaz B. Cependant, seule l'évaluation des bénéfices de l'ensemble du plan de conversion est significative, certains investissements décidés à ce stade n'étant justifiés que dans le cadre général du plan de conversion.
Estimation des GRT :
Si la conversion des zones actuellement approvisionnées en gaz B n'était pas entreprise en Allemagne, en Belgique et en France, la production de gaz B (essentiellement depuis le gisement de Groningue aux Pays-Bas) ne serait plus suffisante pour couvrir la demande dès 2021. Pour la France et la Belgique, la demande non couverte passerait de 15 TWh/an en 2025 à 67 TWh/an en 2030 (dans le scénario Green Evolution de l'ENTSOG).
Pour estimer les bénéfices socio-économiques du projet, les GRT se fondent sur le fait qu'il permet d'éviter le coût de cette demande non couverte. Ce coût est évalué grâce à la valorisation proposée par ENTSOG de 600 €/MWh pour les défaillances d'approvisionnement dans le Plan décennal de développement du réseau à l'échelle européenne 2017. Les GRT en déduisent donc que les bénéfices socio-économiques du projet s'élèveraient à environ 9 milliards d'euros en 2025 à 40 milliards d'euros en 2030 répartis à 55 % en Belgique et 45 % en France (en proportion des consommations actuelles de gaz B).
Evaluation des ARN :
Lors de l'évaluation technico-économique du plan de conversion français, il a été établi que l'adaptation au gaz H de la zone actuellement approvisionnée en gaz B était la meilleure solution des points de vue économique, environnemental et de la sécurité d'approvisionnement. La solution alternative aurait consisté à construire une installation de conversion de gaz H en gaz B à Taisnières. Cette option n'a pas été retenue car elle aurait représenté un coût actualisé de 760 M€ sur 30 ans, aurait eu un impact environnemental négatif et n'aurait pas permis d'atteindre un niveau satisfaisant de sécurité d'approvisionnement.
En ce qui concerne l'évaluation des bénéfices par les GRT, le calcul portant sur la valorisation socio-économique de la demande non-couverte donne des montants qui n'ont que peu de signification. Le montant de 600 €/MWh avancé par l'ENTSOG vise à refléter les conséquences économiques d'une rupture d'approvisionnement qui n'a pas pu être anticipée, le calcul proposé ne peut donc être considéré comme représentatif de la valeur du projet.
Néanmoins, même en supposant que, en l'absence de conversion, les consommateurs devraient recourir à une énergie substitution, les coûts échoués liés au déclassement des infrastructures pour le gaz B dépasseraient le milliard d'euros. Ce montant représente en lui-même un minimum.
5. Décision de répartition transfrontalière des coûts
Les analyses respectives de la CREG et de la CRE confirment que la conversion au gaz H des réseaux actuellement en gaz B est la meilleure solution pour assurer l'approvisionnement des consommateurs belges et français dans le futur.
Au regard des éléments fournis par les GRT, les bénéfices attendus en France et en Belgique excèdent les coûts du plan complet de conversion au gaz H dans chacun des deux pays. Le projet faisant l'objet de la demande d'investissement des GRT s'intègre dans ce plan et est nécessaire à sa réalisation.
Les actifs concernés par la demande d'investissement génèreront des charges moyennes sur 30 ans de, respectivement, 1,2 M€/an et 2,9 M€/an pour Fluxys Belgium et GRTgaz. Les GRT relèvent que le projet de conversion ne permettra pas de générer des revenus associés à des ventes de capacités supplémentaires. Les bénéfices identifiés correspondent non pas à des recettes, mais à des dépenses évitées qui devraient être engagées si la conversion n'avait pas lieu. Ils ne viendront donc pas compenser les coûts engagés qui devront être couverts par une augmentation des tarifs des deux GRT.
Dans sa recommandation de décembre 2015, l'ACER estime que les compensations transfrontalières devraient être restreintes aux situations où le pays accueillant le projet pourrait avoir un bénéfice net négatif.
Selon l'analyse coûts-bénéfices présentée dans la précédente section, le plan de conversion devrait générer des bénéfices nets positifs à la fois pour la Belgique et pour la France.
En conséquence, la CREG et la CRE décident conjointement qu'il n'est pas nécessaire de mettre en place une compensation transfrontalière des coûts entre les deux pays. Les coûts d'investissement respectifs de Fluxys Belgium et de GRTgaz devront être entièrement affectés d'une part à la Belgique et d'autre part à la France.
Le 4 octobre 2018.
Pour la Commission de régulation de l'électricité et du gaz :
Le président f.f. du comité de direction,
K. Locquet
Pour la Commission de régulation de l'énergie :
Le président,
J.-F. Carenco