DÉCISION (UE) 2022/444 DE LA COMMISSION

du 28 juin 2021

concernant le régime d’aides d’État SA.49414 (2020/C) (ex 2019/NN) mise à exécution par la France en faveur des exploitants des infrastructures de stockage de gaz naturel

[notifiée sous le numéro C(2021) 4494]

(Le texte en langue française est le seul faisant foi.)

(Texte présentant de l’intérêt pour l’EEE)

LA COMMISSION EUROPÉENNE,

vu le traité sur le fonctionnement de l’Union européenne, et notamment son article 108, paragraphe 2, premier alinéa,

vu l’accord sur l’Espace économique européen, et notamment son article 62, paragraphe 1, point a),

après avoir invité les intéressés à présenter leurs observations conformément auxdits articles (1) et vu ces observations,

considérant ce qui suit:

1. PROCÉDURE

(1) Par lettre du 23 octobre 2017, les autorités françaises ont informé la Commission du projet de réforme du cadre législatif et réglementaire applicable au stockage du gaz naturel («la réforme»). Les autorités françaises ont pré-notifié ce projet le 23 novembre 2017 et, suite à l’adoption de la réforme par le parlement français, les autorités françaises ont communiqué des informations complémentaires à la Commission.

(2) Par lettre du 28 février 2020, la Commission a informé la France de sa décision d’ouvrir («la décision d’ouverture») la procédure prévue à l’article 108, paragraphe 2, du traité sur le fonctionnement de l’Union européenne («la procédure formelle d’examen») à l’égard de cette mesure.

(3) La décision d’ouverture a été publiée au Journal officiel de l’Union européenne. La Commission a invité les parties intéressées à présenter leurs observations sur la mesure en cause.

(4) Dans le cadre de la procédure formelle d’examen, la Commission a reçu des observations des parties intéressées. Elle les a transmises aux autorités françaises en leur donnant la possibilité de les commenter. Les autorités françaises ont transmis leurs commentaires par lettre du 3 août 2020.

(5) Les autorités françaises ont soumis des informations supplémentaires le 21 septembre 2020, le 26 janvier 2021, le 15 mars 2021 et le 10 mai 2021.

2. CONTEXTE DE LA MESURE

2.1. Le stockage de gaz naturel en France

(6) Les infrastructures de stockage souterrain de gaz naturel permettent de constituer des stocks de gaz naturel reliés au réseau de transport. Elles participent à la gestion des flux sur le réseau.

(7) Le stockage est, d’une part, utilisé comme un moyen d’assurer l’équilibre entre la quantité de gaz naturel dans le réseau et la quantité de gaz naturel consommée, par exemple en cas de rupture d’approvisionnement ou de pic de la demande liée à une vague de froid en hiver. D’autre part, le stockage permet, avec les gazoducs et les compresseurs, d’assurer le service d’acheminement sur le réseau de transport, notamment en cas de congestion.

(8) Les opérateurs de stockage offrent des capacités de stockage aux fournisseurs de gaz naturel présents sur des marchés de détail et de gros ainsi qu’aux gestionnaires de réseaux de transport. La propension des fournisseurs de gaz naturel à payer pour des capacités de stockage est très proche du différentiel de prix de vente du gaz naturel entre l’été et l’hiver («le spread»). Le niveau de production de gaz naturel est relativement stable tout au long de l’année tandis que la consommation de gaz naturel varie fortement selon la température.

(9) Il existe en France quatorze infrastructures de stockage, dont onze en fonctionnement (2), et il existe trois opérateurs de stockage: — Storengy, filiale à 100 % d’ENGIE, détient et exploite douze sites, dont trois mis en réserve et neuf en fonctionnement. Ces derniers représentent un volume utile de 102,1 TWh (soit 74 % des capacités totales du territoire), — Teréga (anciennement TIGF) détenue par Snam (40,5 %), GIC (31,5 %), EDF Investissement (18 %) et Prédica (10 %), exploite un site en fonctionnement représentant un volume utile de 33,1 TWh (soit 24 % des capacités totales du territoire), — Géométhane, détenue par Storengy (50 %), CNP (49 %) et Géostock (1 %), détient un site en fonctionnement d’un volume utile de 3,3 TWh (soit 2 % des capacités totales du territoire).

(10) À partir de 2009, les variations saisonnières des prix du gaz naturel ont diminué. Jusqu’en 2011, le spread était suffisamment élevé pour inciter les fournisseurs à souscrire la totalité des capacités de stockage de gaz naturel. À partir de 2011, le spread est devenu insuffisant pour couvrir le prix du stockage proposé par les opérateurs (1,5 à 2 EUR/MWh de spread pour un prix de 6 à 7 EUR/MWh). En conséquence, les capacités de stockage n’étaient plus totalement souscrites depuis 2010-2011, trois sites ont été mis en exploitation réduite («mis en réserve») en 2014 et 2015 tandis que le taux de souscription des infrastructures de stockage en fonctionnement a atteint 63 % en 2017-2018.

2.2. Contexte législatif et réglementaire

(11) Pour assurer la sécurité d’approvisionnement, dans un premier temps, la France a introduit un décret en 2014 pour renforcer les obligations des fournisseurs de gaz naturel de constituer des stocks de gaz naturel (3). Par la suite, la France a considéré que ce système avait plusieurs défaillances et certains fournisseurs de gaz naturel ont exercé un recours pour contester la légalité du décret de 2014. Suite à ces évolutions, la France a décidé d’introduire une mesure adaptée laquelle fait l’objet de la présente décision («la mesure en cause»).

(12) Par ailleurs, l’article 33 de la directive 2009/73/CE du Parlement européen et du Conseil (4) prévoit la possibilité pour un État membre de mettre en œuvre une régulation des infrastructures de stockage. Le stockage de gaz naturel fait également partie des mesures que les États membres peuvent mettre en place pour garantir le respect des obligations découlant du règlement (UE) 2017/1938 du Parlement européen et du Conseil (5) dans les conditions prévues dans ce règlement, notamment, l’obligation de garantir la sécurité de l’approvisionnement aux clients nationaux tout en assurant un fonctionnement correct et continu du marché intérieur du gaz naturel.

3. DESCRIPTION DÉTAILLÉE DE LA MESURE EN CAUSE ET MOTIFS DE L’OUVERTURE DE LA PROCÉDURE

3.1. Objectif du mécanisme

(13) Le mécanisme de régulation vise à assurer le maintien en fonctionnement des infrastructures de stockage nécessaires pour garantir la sécurité d’approvisionnement en gaz naturel du territoire français à moyen et long termes.

(14) En particulier, le mécanisme de régulation vise à assurer la capacité du réseau à satisfaire la demande, notamment lors de pointes de froid, et à assurer le service d’acheminement sur le réseau de transport de gaz naturel, notamment en cas de congestion.

3.2. Base légale

(15) Le mécanisme de régulation des infrastructures essentielles de stockage de gaz naturel a été introduit dans le code de l’énergie par la loi no 2017-1839 du 30 décembre 2017 (6) («loi Hydrocarbures»), entrée en vigueur le 1er janvier 2018.

(16) En particulier, l’article 12 de la loi Hydrocarbures prévoit que le périmètre du mécanisme de régulation est fixé par la programmation pluriannuelle de l’énergie («PPE»), mentionnée à l’article L.141-1 du code de l’énergie. La PPE est adoptée par décret après avis de plusieurs instances consultatives et révisée au moins tous les cinq ans pour deux périodes de cinq ans. Pour la période 2019-2028, la PPE est fixée par le décret no 2020-456 du 21 avril 2020 («décret no 2020-456 relatif à la PPE»).

(17) De plus, l’article 12 de la loi Hydrocarbures prévoit que la Commission de la régulation de l’énergie («CRE») fixe certaines modalités du mécanisme de régulation, en particulier, les modalités des enchères des capacités de stockage, les revenus autorisés des opérateurs de stockage et les modalités de collecte de ce revenu via la commercialisation des capacités et les tarifs d’utilisation du réseau de transport de gaz naturel et leur reversement aux opérateurs de stockage (voir considérants 20 à 22].

3.3. Fonctionnement général du mécanisme

(18) Le mécanisme de régulation du stockage du gaz naturel adopté en France en 2017 repose sur trois principes.

(19) Premièrement, le périmètre de ce mécanisme correspond aux infrastructures de stockage souterrain nécessaires pour garantir la sécurité d’approvisionnement du territoire français à moyen et long termes (7) («les infrastructures de stockage essentielles»). La liste de ces infrastructures essentielles est fixée par le décret relatif à la PPE. Elles doivent être maintenues en fonctionnement par les opérateurs qui les exploitent (8).

(20) Deuxièmement, les capacités des infrastructures de stockage essentielles sont mises aux enchères selon des modalités fixées par la CRE (9). Les enchères sont ouvertes à tout fournisseur installé dans un État membre de l’Union ou dans un autre État disposant d’une autorisation de fourniture permettant d’intervenir sur le marché français de fourniture de détail ou de gros. En janvier 2018, 213 fournisseurs français ou étrangers étaient titulaires d’une telle autorisation. Les recettes des enchères sont directement perçues par les opérateurs de stockage.

(21) Troisièmement, les opérateurs des infrastructures de stockage essentielles bénéficient d’une garantie de couverture de leurs coûts dans la mesure où ceux-ci correspondent à ceux d’un «opérateur efficace» (10). À ce titre, ils perçoivent un revenu régulé défini par délibération de la CRE («le revenu autorisé»). Si les recettes directement perçues auprès de leurs clients sont inférieures à leur revenu autorisé, les opérateurs de stockage perçoivent une compensation égale à la différence entre leur revenu autorisé et les recettes perçues (voir considérant 89]. Cette compensation est supportée par les expéditeurs de gaz naturel en fonction de leur portefeuille de clients non interruptibles et ne s’étant pas déclarés délestables sans risque raccordés au réseau de distribution publique de gaz naturel (voir considérants (104) et (105)]. La compensation est collectée par le gestionnaire du réseau de transport au titre d’un terme dédié au sein du tarif d’utilisation du réseau de transport (tarif «ATRT») et celle-ci est ensuite reversée aux opérateurs de stockage.

(22) En revanche, si les recettes des opérateurs de stockage sont supérieures à leur revenu autorisé, les opérateurs de stockage doivent reverser le surplus au travers du tarif d’utilisation du réseau de transport (voir considérant 90].

3.4. Périmètre du mécanisme de régulation

(23) Selon les explications fournies par les autorités françaises, la méthode d’identification des infrastructures de stockage essentielles consiste à déterminer, d’une part, les infrastructures nécessaires pour assurer la capacité du réseau à satisfaire la demande et, d’autre part, les infrastructures nécessaires pour assurer le service d’acheminement sur le réseau de transport de gaz naturel.

3.4.1. Infrastructures nécessaires pour assurer la capacité du réseau à satisfaire la demande en cas de pointe de froid

(24) Le niveau de sécurité d’approvisionnement attendu du système gazier est fixé à l’article R. 121-4 du code de l’énergie. L’objectif est d’assurer l’approvisionnement de l’ensemble des consommateurs n’ayant pas accepté contractuellement une fourniture susceptible d’interruption dans des conditions climatiques particulièrement froides telles qu’il s’en produit statistiquement une fois tous les cinquante ans.

(25) L’identification des infrastructures nécessaires pour assurer la capacité du réseau à satisfaire la demande repose sur un travail réalisé par les gestionnaires de réseau de transport, qui comparent la demande de gaz naturel lors des pointes de froid allant d’un à trente jours et la capacité d’approvisionnement en gaz naturel, notamment par le biais des interconnexions et des terminaux de gaz naturel liquéfié («GNL»).

3.4.1.1. Estimation de la demande de gaz naturel

(26) Tout d’abord, les autorités françaises ont étudié cinq scénarios concernant l’évolution de la consommation de gaz naturel à prévoir au cours des dix prochaines années, hors production d’électricité. Les taux de baisse ainsi envisagés vont de -2 % à -18 % par rapport à l’année de référence 2012. Les autorités françaises ont finalement retenu l’hypothèse d’une diminution de 2 % de la consommation de gaz naturel, hors production d’électricité.

(27) Ensuite, la consommation journalière moyenne en gaz naturel, hors production d’électricité, lors d’une pointe de froid, a été estimée à environ 3 640 GWh/j en 2025, en excluant la consommation de gaz naturel à bas pouvoir calorifique («gaz B»). Par ailleurs, la consommation de gaz naturel pour la production d’électricité lors d’une pointe de froid a été estimée à 310 GWh/j.

(28) Les autorités françaises ont également pris en compte la part interruptible de la demande de gaz naturel, c’est-à-dire les consommateurs ayant conclu un contrat d’interruptibilité avec le gestionnaire du réseau auquel il est raccordé. À cet égard, au moment de la mise en œuvre du mécanisme de régulation, des dispositifs d’interruptibilité applicables en cas de pointe de froid étaient encore en cours de définition. Les autorités françaises ont retenu un potentiel d’interruptibilité de 138 GWh/j.

(29) Les autorités françaises ont précisé que le délestage est une mesure de dernier recours en cas de crise d’approvisionnement et non un mécanisme de flexibilité. C’est pourquoi le délestage n’a pas été pris en compte dans l’estimation de la demande de gaz naturel lors des pointes de froid.

(30) De plus, il a été pris en compte que la consommation moyenne lors d’une pointe de froid de courte durée est supérieure à la consommation moyenne lors d’une pointe de froid de plus longue durée.

(31) Enfin, les autorités françaises ont pris en compte la baisse progressive de l’utilisation de gaz B, au vu d’un programme de conversion, au profit du gaz naturel à haut pouvoir calorifique («gaz H») qui représente aujourd’hui 90 % du gaz naturel consommé en France. L’opération de conversion débute en 2018 pour s’achever au plus tard en 2028. Les autorités françaises estiment que la demande de gaz B converti en gaz H sera de 180 GWh/j en 2025.

(32) Il résulte de ce qui précède que les autorités françaises ont estimé la demande globale de gaz naturel, lors d’une pointe de froid de quatre jours, en 2025, à environ 4 000 GWh/j.

3.4.1.2. Estimation de la capacité d’approvisionnement en gaz naturel

(33) Pour ce qui est de la capacité d’approvisionnement en gaz naturel, les autorités françaises ont réalisé des estimations en prenant en compte les interconnexions, l’approvisionnement en GNL via les terminaux méthaniers et la performance des stocks de gaz naturel.

(34) Premièrement, concernant les interconnexions, les estimations des capacités fermes, réalisées selon l’hypothèse d’une utilisation à 100 % des capacités fermes d’interconnexion de gaz H, s’élèvent à 1 780 GWh/j dans le sens des imports et à 425 GWh/j dans le sens des exports (11). Les importations nettes de gaz H par gazoducs sont estimées à 1 355 GWh/j.

(35) Les autorités françaises ont indiqué que le renforcement du réseau gazier et des interconnexions représenterait un coût important (12), en particulier par rapport à l’utilisation d’infrastructures de stockage existantes. En tout état de cause, ce type d’infrastructure ne serait pas disponible à moyen terme à cause de longs délais de construction.

(36) Deuxièmement, s’agissant de l’approvisionnement en GNL, les quatre terminaux méthaniers français ont une capacité totale d’émission vers le réseau de 1 160 GWh/j (13). Or, ces capacités ne peuvent être mobilisées que sous réserve de la disponibilité de GNL dans les cuves des terminaux méthaniers. Les autorités françaises ont considéré que pour un aléa tel qu’une pointe de froid, inférieur à dix jours, seul le stock de GNL en cuve pourrait être émis. En revanche, au-delà de dix jours, des cargaisons de GNL pourraient être livrées et les terminaux méthaniers pourraient être utilisés au maximum de leur capacité. Deux scénarios ont été retenus en fonction du niveau moyen de stock de GNL observé dans les cuves: lors de l’hiver le plus défavorable (scénario 1) et lors de l’hiver le plus favorable (scénario 2).

(37) Les deux scénarios correspondent à un niveau d’utilisation des terminaux méthaniers supérieur au niveau moyen d’utilisation au cours des hivers de 2011 à 2018. La France a finalement retenu le scénario 1 et a estimé le potentiel d’émissions des terminaux méthaniers à 330 GWh/j pour une pointe de froid de quatre jours.

(38) Les autorités françaises ont indiqué que les terminaux de liquéfaction existants fonctionnent à un niveau proche de leur capacité maximale afin d’amortir le coût d’investissement important. De plus, la quasi-totalité des cargaisons de GNL font l’objet de contrats à long terme du fait de l’intensité capitalistique de ces projets et sont donc déjà vendues avant leur production. Par ailleurs, le coût inférieur du stockage de gaz naturel sous forme gazeuse explique le faible développement du stockage de GNL au niveau mondial. Ainsi les quantités de GNL disponibles à court terme sont faibles.

(39) Troisièmement, concernant la performance des stocks souterrains de gaz naturel, les autorités françaises ont expliqué que l’exploitation des nappes aquifères, qui représentent 90 % des infrastructures de stockage en France, implique de les remplir à un niveau suffisamment haut et de les vider à un niveau suffisamment bas chaque année. De plus, le débit qu’il est possible de soutirer d’une infrastructure de stockage décroît au fur et à mesure que le stock se réduit.

(40) Dans la mesure où, d’une part, au cours des neuf hivers qui précèdent l’analyse de la France, le taux moyen de remplissage des infrastructures de stockage était de 42 % au 1er février et où, d’autre part, 85 % des pointes de froid observées au cours des 70 dernières années débutent avant le 5 février, les autorités françaises ont retenu comme hypothèse qu’un débit de soutirage associé à un remplissage de 45 % du volume utile est disponible sur chaque infrastructure de stockage au début d’une pointe de froid.

(41) Par ailleurs, les autorités françaises ont pris en compte le stock de sécurité que les gestionnaires de réseau de transport de gaz naturel doivent constituer afin d’assurer la fourniture de dernier recours des services sociaux essentiels en cas de défaillance de leur fournisseur, soit un débit de soutirage de 124 GWh/j pour un remplissage à 45 % de volume utile.

(42) Sur la base de l’ensemble de ces hypothèses, les autorités françaises ont identifié, pour la période entre 2019 et 2025, un besoin annuel en infrastructures de stockage d’un volume utile de 138,5 TWh et un débit de soutirage de 2 376 GWh/j pour un remplissage à 45 % du volume utile afin d’assurer la capacité du réseau à satisfaire la demande lors d’une pointe de froid (14).

3.4.2. Infrastructures nécessaires pour assurer le service d’acheminement sur le réseau de transport de gaz naturel

(43) Les autorités françaises ont également identifié les infrastructures de stockage nécessaires pour assurer l’approvisionnement de l’ensemble du territoire compte tenu des capacités d’acheminement du réseau de transport de gaz naturel. Elles ont pour cela étudié les différentes situations de congestions sur le réseau de transport.

(44) Les gestionnaires de réseau de transport («GRT») ont identifié le scénario le plus probable en termes de congestion, qui correspond à la situation à l’époque observée dans un contexte de marché où les fournisseurs cherchent à maximiser les importations de gaz naturel depuis la Norvège et la Russie, selon les autorités françaises, qui sont actuellement les sources de gaz naturel les plus compétitives en Europe, et à réduire les importations de gaz naturel liquéfié pour lequel des valorisations plus élevées peuvent être obtenues en Asie. Dans cette situation, quatre limites opérationnelles principales sont susceptibles d’être observées (voir image 1 ci-dessous). L0902022FR11810120220303FR0005.000111911213PROJET DE DÉCISION No … DU COMITÉ MIXTE DE L’EEEdu …modifiant l’annexe IV (Énergie) de l’accord EEELE COMITÉ MIXTE DE L’EEE,vu l’accord sur l’Espace économique européen (ci-après dénommé l’accord EEE), et notamment son article 98,considérant ce qui suit:(1)La directive 2010/31/UE du Parlement européen et du Conseil du 19 mai 2010 sur la performance énergétique des bâtimentsJO L 153 du 18.6.2010, p. 13. (DPEB) doit être intégrée dans l’accord EEE.(2)En raison des spécificités du parc immobilier relativement récent et uniforme de l’Islande, une exemption temporaire et conditionnelle de l’application de la directive 2010/31/UE sur la performance énergétique des bâtiments est convenue. Cette exemption devrait s’appliquer à la directive 2010/31/UE telle qu’en vigueur avant d’être modifiée par la directive (UE) 2018/844 du Parlement européen et du Conseil du 30 mai 2018. Cette exemption devrait être strictement limitée dans le temps et ne devrait s’appliquer que jusqu’à la conclusion d’un accord concernant l’intégration de la directive 2010/31/UE, telle qu’elle a été modifiée par la directive (UE) 2018/844, dans l’accord EEE.(3)Compte tenu de la taille très réduite du parc immobilier du Liechtenstein et de sa typologie climatique et des bâtiments, le Liechtenstein est exempté de l’obligation au titre de l’article 5 de la DPEB d’effectuer ses propres calculs en vue de l’établissement de niveaux optimaux en fonction des coûts des exigences minimales en matière de performance énergétique des bâtiments.(4)En vertu des conditions d’adaptation c) Norvège et le Liechtenstein peuvent établir des règles relatives aux exigences minimales en matière de performance énergétique utilisant une frontière du système différente de la consommation d’énergie primaire, qui est celle requise par la DPEB, à condition que les conditions énoncées dans l’adaptation c) soient remplies.(5)L’adaptation d) garantit que le système de certification de la performance énergétique géré par les utilisateurs en Norvège produit des résultats équivalents à ceux des certificats délivrés par des experts indépendants, comme l’exige l’article 17 de la DPEB.(6)Il convient dès lors de modifier l’annexe IV de l’accord EEE en conséquence,A ADOPTÉ LA PRÉSENTE DÉCISION:Article premierLe texte du point 17 [directive (CE) 2002/91 du Parlement européen et du Conseil du 16 décembre 2002] de l’annexe IV de l’accord EEE est remplacé par le texte suivant:32010 L 0031: directive 2010/31/UE du Parlement européen et du Conseil du 19 mai 2010 sur la performance énergétique des bâtiments (DPEB) (JO L 153 du 18.6.2010, p. 13).Aux fins du présent accord, les dispositions de la directive sont adaptées comme suit:a)La directive ne s’applique pas à l’Islande.b)Le texte suivant est ajouté à l’article 5, paragraphe 2:Aux fins de l’établissement des niveaux optimaux en fonction des coûts des exigences minimales en matière de performance énergétique, le Liechtenstein peut utiliser les calculs d’une autre partie contractante ayant des paramètres de comparaison..c)Aux fins de l’article 9, paragraphe 3, point a), et de l’annexe I de la DPEB, le Liechtenstein et la Norvège peuvent fonder leurs exigences en matière de consommation d’énergie sur l’énergie nette, pour autant que les conditions et garanties suivantes soient respectées:i)les exigences minimales en matière de performance énergétique sont fixées conformément aux exigences de l’article 5 de la DPEB, en s’appuyant sur les principes de base du cadre méthodologique, qui a été établi pour le calcul des niveaux optimaux en fonction des coûts des exigences minimales en matière de performance énergétiqueRèglement délégué (UE) no 244/2012 de la Commission du 16 janvier 2012 complétant la directive 2010/31/UE du Parlement européen et du Conseil sur la performance énergétique des bâtiments en établissant un cadre méthodologique comparatif de calcul des niveaux optimaux en fonction des coûts des exigences minimales en matière de performance énergétique des bâtiments et éléments de bâtiment (JO L 81 du 21.3.2012, p. 18).;ii)un indicateur numérique d’utilisation d’énergie primaire correspondant aux exigences en matière de performance énergétique fixées dans le code de la construction est publié;iii)la Commission se réserve le droit de réexaminer cette adaptation spécifique dans le cadre des futures négociations sur la DPEB telle que modifiée par la directive (UE) 2018/844.d)À l’article 17, le texte suivant est ajouté:Les États de l’AELE peuvent établir, pour les bâtiments résidentiels, un système simplifié de certification de la performance énergétique géré par les utilisateurs, qui peut être utilisé en lieu et place du recours à des experts si les conditions suivantes sont remplies:i)il existe une connaissance approfondie et des données de bonne qualité en ce qui concerne l’ensemble du parc immobilier résidentiel, y compris toutes les typologies de bâtiments et tranches d’âge, ainsi que les caractéristiques de l’enveloppe des bâtiments et des systèmes techniques de bâtiment utilisés par typologie, ce qui permet de calculer la performance énergétique des bâtiments individuels et des unités de bâtiment avec un degré élevé de certitude sur la base des contributions des utilisateurs;ii)des informations détaillées sont disponibles sur les améliorations optimales en fonction des coûts ou présentant un bon rapport coût-efficacité pour chaque typologie de bâtiment;iii)des mesures sont en place pour aider les utilisateurs à faire fonctionner le système aux fins de la délivrance des certificats de bâtiment. Ces mesures peuvent comprendre une ligne d’assistance téléphonique ou des services de conseil qui permettront les contacts entre les utilisateurs, d’une part, et les experts indépendants et les experts du système, d’autre part;iv)afin de prendre en compte le risque négligeable de manipulation des résultats, le système de certification géré par les utilisateurs comprend un ou plusieurs mécanismes de contrôle et de vérification de la qualité permettant de vérifier les données sous-jacentes des utilisateurs et la transparence de ces données;v)des systèmes de contrôle indépendants sont en place pour garantir que la certification de la performance énergétique gérée par les utilisateurs produit des résultats équivalents à ceux des certificats délivrés par des experts, pour ce qui est de la qualité et de la fiabilité;vi)le système géré par les utilisateurs formule des recommandations aux utilisateurs sur les améliorations optimales en fonction des coûts ou présentant un bon rapport coût-efficacité, adaptées à leurs bâtiments et unités de bâtiment...Article 2Les textes de la directive 2010/31/UE en langues islandaise et norvégienne, à publier dans le supplément EEE du Journal officiel de l’Union européenne, font foi.Article 3La présente décision entre en vigueur le […], pour autant que toutes les notifications prévues par l’article 103, paragraphe 1, de l’accord EEE aient été faites[Pas de procédures constitutionnelles signalées.] [Procédures constitutionnelles signalées.].Article 4La présente décision est publiée dans la partie EEE et dans le supplément EEE du Journal officiel de l’Union européenne.Fait à Bruxelles, lePar le Comité mixte de l’EEELe présidentLes secrétairesdu Comité mixte de l’EEE Image 1: Principales limites opérationnelles susceptibles d’être observées sur le réseau de transport lorsque les fournisseurs cherchent à maximiser les injections de gaz naturel depuis le nord-est de la France

(45) Il est tenu compte dans la méthodologie du fait que les fournisseurs de gaz naturel ont besoin de stocks de GNL pour être en mesure de couvrir la demande des consommateurs, mais que les fournisseurs n’ont aucune contrainte pour la répartition de la localisation des stocks de GNL entre les quatre terminaux méthaniers français.

(46) Lorsque la contrainte est atteinte, il est fait l’hypothèse que les gestionnaires de réseau de transport recourent dans un premier temps aux capacités interruptibles des interconnexions pour traiter la problématique de congestion. Lorsque la congestion perdure, il est noté le volume de gaz naturel qu’il serait nécessaire de sortir des infrastructures de stockage souterrain situées en aval du front de congestion.

(47) Ce travail permet d’établir les stocks souterrains de gaz naturel nécessaires en aval de chaque front de congestion afin d’être en mesure d’assurer le service d’acheminement sur le réseau de transport de gaz naturel.

(48) L’application de cette méthode pour l’hiver 2018-2019, pour les principaux fronts de congestion susceptibles d’être observés lorsque les fournisseurs cherchent à maximiser les injections de gaz naturel depuis le nord-est de la France, conduit à une estimation d’un besoin de stockage souterrain avec des volumes utiles cumulés d’au moins: — 16 TWh en aval du front de congestion NS4 (infrastructures de stockage d’Izaute, Lussagnet et Manosque), — 54 TWh en aval du front de congestion NS3 (infrastructures de stockage de Céré-la-Ronde, Chemery, Izaute, Lussagnet et Manosque), — 55 TWh en aval du front de congestion NS2 (infrastructures de stockage de Céré-la-Ronde, Chemery, Etrez, Izaute, Lussagnet, Manosque et Tersanne), — 64 TWh en aval du front de congestion NS1 (infrastructures de stockage de Beynes, Céré-la-Ronde, Chemery, Etrez, Germigny-sous-Coulomb, Gournay-sur-Aronde, Izaute, Lussagnet, Manosque, Saint-Illiers-la-Ville et Tersanne).

3.4.3. Liste des infrastructures entrant dans le périmètre de régulation

(49) Les autorités françaises ont indiqué que le travail d’identification des infrastructures essentielles n’a pas pu être achevé suffisamment tôt en vue de l’hiver 2018-2019. Pour cette raison, dans un premier temps, le mécanisme de régulation a été appliqué pour l’année 2018-2019 à titre transitoire à l’ensemble des infrastructures de stockage de gaz naturel du territoire français. Ces infrastructures étaient identifiées par la PPE de 2016 comme étant des infrastructures nécessaires à la sécurité d’approvisionnement (15).

(50) Le décret du 26 décembre 2018 (16) a ensuite retiré de la liste des infrastructures nécessaires les trois sites en exploitation réduite de Storengy (Soings-en-Sologne, Saint-Clair-sur-Epte et Trois-Fontaines) ainsi que les projets Lussagnet phase 1 (Teréga) et Manosque 2 (Géométhane). Ces infrastructures n’ont jamais été utilisées depuis l’introduction de l’accès régulé au stockage de gaz naturel.

(51) Enfin, pour la période entre 2019 et 2023, le décret no 2020-456relatif à la PPE fixe les infrastructures de stockage souterrain de gaz naturel devant rester en activité pour garantir la sécurité d’approvisionnement à moyen et à long termes. Elles représentent un volume utile de 138,5 TWh et une capacité de soutirage de 2 376 GWh/j pour un remplissage correspondant à 45 % de volume utile: Infrastructure Exploitant Année de mise en service Type de stockage Beynes Storengy 1956 Aquifère Céré-la-Ronde Storengy 1993 Aquifère Cerville-Verlaine Storengy 1970 Aquifère Chemery Storengy 1968 Aquifère Etrez Storengy 1980 Salin Germigny-sous-Coulomb Storengy 1982 Aquifère Gournay Storengy 1976 Aquifère Lussagnet/Izaute Teréga 1957 Aquifère Manosque Géométhane 1993 Salin Saint-Illiers-la-Ville Storengy 1965 Aquifère Tersanne/Hauterives Storengy 1970 Salin Tableau 1: Installations de stockage de gaz naturel devant rester en activité jusqu’à 2023

(52) La PPE prévoit que pour la période entre 2024 et 2028, les besoins de stockage devraient baisser. La liste des infrastructures de stockage pourrait être réduite d’une capacité de soutirage correspondant au moins à 140 GWh/j à 45 % de volume utile à l’horizon 2026. Compte-tenu des incertitudes relatives aux volumes nécessaires pour la sécurité d’approvisionnement après 2026, ces volumes devraient être confirmés en 2023 et fixés dans la prochaine PPE.

3.5. Mise aux enchères des capacités de stockage

(53) Selon l’article L.421-5-1 du code de l’énergie, les capacités de stockage régulées sont mises aux enchères selon des modalités fixées par la CRE. En particulier, selon la délibération de la CRE du 22 février 2018, les enchères sont effectuées avec un prix de réserve nul (17).

(54) Les résultats des premières enchères ont été les suivants: Période de stockage Recettes (millions d’euros) Prix moyen d’adjudication (euros/MWh) 2018-2019 68,4 0,53 2019-2020 233,6 1,80 2020-2021 504,6 3,85 Tableau 2: Résultats des enchères et recettes des ventes additionnelles intervenues en cours d’année

3.6. Couverture du revenu autorisé des opérateurs de stockage tel que défini par la CRE

(55) Aux termes de l’article L.452-1 du code de l’énergie, «Les tarifs d’utilisation des réseaux de transport […] sont établis de manière transparente et non discriminatoire afin de couvrir l’ensemble des coûts supportés par les gestionnaires des réseaux de transport et les opérateurs des infrastructures de stockage mentionnées au même article L. 421-3-1, dans la mesure où ces coûts correspondent à ceux d’opérateurs efficaces».

(56) De plus, le même article dispose que ces coûts «tiennent compte des caractéristiques du service rendu et des coûts liés à ce service» et que, s’agissant des opérateurs de stockage, ils incluent notamment «une rémunération normale des capitaux investis».

(57) L’article L.452-2 du code de l’énergie donne compétence à la CRE pour fixer les «méthodes utilisées pour établir les tarifs d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel» et pour demander aux opérateurs de stockage de lui communiquer les éléments, notamment comptables et financiers, nécessaires à la fixation de ces tarifs.

(58) Il résulte de ces dispositions que la loi donne compétence à la CRE pour fixer le revenu autorisé des opérateurs de stockage de manière à couvrir les coûts d’un «opérateur efficace» et d’assurer une rémunération normale des capitaux investis.

(59) La CRE a fixé le revenu autorisé prévisionnel par délibération, dans un premier temps, pour une période de régulation à deux ans. Ce premier tarif de stockage était valable en 2018 et 2019 («ATS 1») (18). La CRE a ensuite harmonisé le cadre de régulation des opérateurs de stockage avec celui des autres tarifs d’infrastructure. Le deuxième tarif de stockage («ATS 2») s’applique à partir de 2020 pour une période de 4 ans (19).

(60) L’approche générale pour fixer le revenu autorisé prévisionnel reste inchangée pour les différents tarifs de stockage. Les revenus autorisés des opérateurs de stockage ont été fixés ex ante par la CRE sur la base des prévisions transmises par les opérateurs, qui sont ensuite ajustées via une régularisation l’année suivante et des audits ex post. Les coûts des opérateurs de stockage sont pris en compte par la CRE dans la mesure où ils sont jugés efficaces.

(61) Néanmoins, considérant les délais particulièrement courts de mise en œuvre de la réforme, un cadre simplifié a été appliqué pour les années 2018 et 2019. La CRE a retenu, pour ce premier exercice un cadre tarifaire dans lequel les écarts entre le prévisionnel et le réalisé pour l’ensemble des charges et recettes ont été régularisés a posteriori. Ce mécanisme garantit un niveau tarifaire in fine strictement égal aux dépenses et recettes réelles de l’opérateur. Pour la période 2020-2023, la CRE a souhaité étendre les principes de régulation incitative aux infrastructures de stockage et a retenu au terme de ses analyses une trajectoire maîtrisée des charges des opérateurs, dans un contexte marqué par la tendance à la baisse des consommations de gaz naturel.

(62) Selon la méthode fixée par la CRE, le revenu autorisé prévisionnel est égal à la somme des charges nettes d’exploitation prévisionnelles («CNE»), des charges de capital normatives prévisionnelles («CCN») et de l’apurement du solde du compte de régularisation des charges et des produits au titre de l’année précédente («CRCP»). Revenu autorisé = CNE + CCN + CRCP

(63) Seules les activités entrant dans le périmètre de la régulation sont prises en compte pour le calcul de ces composantes.

3.6.1. Charges nettes d’exploitation

(64) Les charges nettes d’exploitation correspondent aux charges brutes d’exploitation (charges d’énergie, consommations externes, dépenses de personnel, impôts et taxes) d’un «opérateur efficace» après déduction des produits d’exploitation de l’opérateur (notamment production immobilisée, produits extratarifaires, gains ou pertes d’achat-vente de gaz naturel stocké).

(65) Compte tenu des courts délais de mise en œuvre de la réforme, pour la période 2018-2019, la CRE n’a pas pu déterminer si les coûts des opérateurs correspondent aux coûts d’un «opérateur efficace». En conséquence, les coûts pris en compte pendant cette période correspondent in fine aux coûts réels supportés par les opérateurs de stockage, validés par la CRE. Pour le tarif ATS 2, la CRE a mis en œuvre un mécanisme de régulation incitative des charges nettes d’exploitation a l’exception de certains postes prédéfinis. Ainsi, sauf quelques exceptions, tout écart par rapport à la trajectoire des charges d’exploitation fixée pour la période ATS 2 sera à la charge ou au bénéfice de l’opérateur.

3.6.2. Charges de capital normatives

(66) Les CCN comprennent l’amortissement et la rémunération du capital immobilisé. Ainsi les CCN correspondent à la somme de l’amortissement de la base d’actifs régulés («BAR»), de la rémunération du capital immobilisé calculée à partir du coût moyen pondéré du capital («CMPC») pour la BAR déjà mis en services et du coût de la dette s’agissant des immobilisations en cours («IEC»). CCN = Amortissement BAR + BAR x CMPC + IEC x coût de la dette

(67) La CRE a confirmé que cette méthode correspond à la pratique réglementaire en ce qui concerne les installations régulées sur les marchés du gaz naturel et de l’électricité en France et en Europe occidentale (20).

(68) Pour définir le niveau initial de la BAR au 1er janvier 2018 («BAR initiale» ou «BAR d’ouverture»), la CRE utilise la méthode dite des «coûts courants économiques» (21). Celle-ci consiste à calculer la valeur nette économique des actifs (i) en partant de la valeur brute comptable des actifs figurant dans la comptabilité des opérateurs (coûts historiques de construction), (ii) actualisée selon l’inflation, puis (iii) dépréciée sur la durée de vie économique des actifs.

(69) Chaque année, la BAR évolue en fonction: — des amortissements, basés sur la durée de vie économique des actifs, déduits de la BAR; — des nouveaux investissements mis en service qui viennent augmenter la BAR; — le cas échéant, des actifs démantelés avant leur amortissement total, qui diminuent la BAR; — de la réévaluation des actifs de l’inflation (indice des prix à la consommation hors tabac).

(70) La CRE considère que la mesure la plus représentative de la valeur initiale des investissements effectués par les opérateurs est la valeur brute des actifs enregistrée dans leurs comptes sociaux. Selon la CRE, cette valeur, auditée par les commissaires aux comptes dans le cadre de leur audit annuel, est documentée et objective. Cette méthode est identique à celle qui avait été mise en œuvre en 2002 lors de l’entrée en régulation des gestionnaires de réseaux de transport de gaz naturel, et est aussi utilisée pour les terminaux méthaniers régulés français.

(71) La CRE n’a pas pris en compte la valeur «à neuf» des actifs, mais une valeur amortie, cohérente avec les amortissements enregistrés par les opérateurs de stockage avant 2018, afin de ne pas faire supporter à nouveau à la collectivité une charge déjà payée par le passé, ni les dépréciations des actifs déjà pris en compte.

(72) Pour la majeure partie des actifs, les durées d’amortissements appliquées par les opérateurs dans leurs comptes historiques et les durées d’amortissements demandées par les opérateurs dans leurs dossiers tarifaires sont similaires. De plus, elles correspondent à des données standards du secteur observables dans d’autres pays.

(73) Pour le gaz coussin (22), en revanche, la CRE a rejeté la demande des opérateurs de considérer une durée d’amortissement homogène de 250 ans. En effet, la CRE a pris en compte le fait que le gaz coussin, contrairement aux autres actifs des opérateurs, a été amorti par ces derniers sur des durées qui ont varié d’un opérateur à l’autre et au cours du temps (de 25 ans à 250 ans). En conséquence, la CRE a retenu, pour établir la BAR initiale des opérateurs de stockage, un degré d’amortissements du gaz coussin cohérent avec le degré d’amortissement comptable constaté chez chacun des trois opérateurs. Pour l’avenir, elle a fixé à 75 ans la durée d’amortissement du gaz coussin, ce qui correspond à trois renouvellements de concession d’exploitation de cavité souterraine de 25 ans.

(74) Les durées de vie économique retenues par la CRE pour les différentes catégories d’actifs des opérateurs sont les suivantes: Catégories d’actifs Durées de vie normatives Gaz coussin 75 ans Puits, cavités, collecte 50 ans Installations de traitement, de compression, de livraison, de comptage 20 à 30 ans Immobilier et constructions 30 ans Matériel divers 10 à 15 ans Logiciels, petits matériels 5 ans Tableau 3: Durée d’amortissement retenue par catégorie d’actifs

(75) De plus, en 2017, la CRE a demandé au consultant externe […] de réaliser un audit de la demande de BAR initiale des opérateurs de stockage. Pour Storengy, le calcul réalisé aboutit à un résultat de [3 à 5 milliards d’euros].

(76) Dans le cas de Teréga, une étude additionnelle réalisée par le consultant PwC sur la base d’une approche discounted cash-flow valorise la BAR entre [1 à 2 milliards d’euros].

(77) Ainsi, pour la mise en œuvre du mécanisme de régulation, la CRE a révisé les BAR initiales demandées par les opérateurs de stockage afin de prendre en considération l’évaluation économique indépendante de la valeur de marché des actifs. La CRE a, dès lors, retenu les BAR initiales suivantes: Au 1.1.2018 Storengy (milliard d’euros) Teréga (milliard d’euros) Géométhane (milliard d’euros) Demande de l’opérateur 4,0 1,37 0,20 BAR fixée par la CRE 3,5 1,15 0,19 Tableau 4: Les BAR initiales des opérateurs de stockage lors de l’entrée en vigueur de la régulation

(78) Concernant le taux de rémunération du capital, la CRE a retenu la méthode du CMPC afin de permettre à l’opérateur de financer les charges d’intérêts et d’obtenir une rentabilité sur fonds propres comparable à celle qu’il pourrait obtenir pour des investissements avec des niveaux de risque comparables. La CRE a indiqué que le CMPC est une méthode communément utilisée par les régulateurs européens pour déterminer le taux de rémunération des actifs des infrastructures régulées.

(79) Sur la base des études économiques et des travaux de consultants externes (23), la CRE a fixé le CMPC à 5,75 % pour les années 2018 et 2019. Pour la période 2020-2023, la CRE a retenu un CMPC de 4,75 %. La méthode retenue pour établir le CMPC pour l’ATS 2 est inchangée par rapport à celle retenue pour le tarif ATS 1. L’évolution est justifiée par la baisse des coûts de financement, la baisse programmée de l’impôt sur les sociétés et une hausse du beta des actifs. Cette hausse du beta des actifs reflète la prise en compte du risque financier, notamment de coûts échoués que fait porter la transition énergétique sur les actionnaires des sociétés d’infrastructures de gaz naturel.

(80) En l’absence d’opérateur de stockage comparable coté en bourse, la CRE a pris comme taux de référence le CMPC des GRT de gaz naturel en le majorant d’une prime de risque spécifique au stockage. Cette prime est fixée à 50 points de base, en raison de la concentration des installations de stockage, du risque géologique des sous-sols et du risque de substituabilité avec les terminaux méthaniers, ainsi que des interconnexions avec l’étranger.

(81) La CRE a également précisé que ce taux de rémunération est inférieur à celui accordé aux opérateurs régulés des terminaux méthaniers (7,25 %, à l’entré en vigueur de la mesure) dont l’activité est plus risquée notamment sur le plan commercial en raison de la coexistence de terminaux méthaniers régulés et non régulés et d’un nombre de clients plus restreint. Par ailleurs, la CRE a cité l’exemple du taux de rémunération de 6,5 % retenu par le régulateur italien pour le stockage de gaz naturel.

3.6.3. Investissements

(82) Chaque année, en application de l’article L.421-7-1 du code de l’énergie, les opérateurs de stockages souterrains de gaz naturel transmettent à la CRE, pour approbation, leur programme annuel d’investissements. Dans ce cadre, la CRE «veille à la réalisation des investissements nécessaires au bon développement des stockages et à leur accès transparent et non discriminatoire».

(83) Dans le deuxième tarif de stockage, la CRE a introduit une incitation à la maîtrise des coûts pour différentes catégories d’investissements.

3.6.4. Compte de régularisation des charges et des produits

(84) Le revenu autorisé est fixé par la CRE sur la base des prévisions des opérateurs concernant leurs charges et leurs recettes pour l’année suivante. Le CRCP a été introduit afin de prendre en compte la différence entre les charges ou les produits prévisionnels et les charges ou les produits réellement constatés, sur un certain nombre de postes prédéfinis. Le CRCP protège, par conséquent, les opérateurs de la variation de certains postes de coûts ou de recettes. Le CRCP est également utilisé pour le versement des incitations financières résultant de l’application des mécanismes de régulation incitative ainsi que pour la prise en compte d’éventuelles plus-values de cession ou coûts échoués, une fois validés par la CRE.

(85) Pour le tarif ATS 1, lors du premier exercice du stockage régulé, la CRE a retenu un cadre tarifaire dans lequel les écarts entre l’ensemble des charges et des recettes prévisionnelles et l’ensemble des charges et les recettes réalisées sont régularisés a posteriori. Le tarif était donc «100 % CRCP» et aucun poste de charges ou de produits n’était incité.

(86) Pour le tarif ATS 2, la CRE applique un périmètre de CRCP conforme au cadre général de l’ensemble des tarifs des réseaux d’électricité et des infrastructures de gaz naturel. Ainsi, seuls certains postes prédéfinis font l’objet d’une couverture a posteriori des écarts entre prévisionnel et réalisé via le CRCP. Ces postes couverts au CRCP portent notamment sur les dépenses d’investissements ou les recettes de commercialisation. À contrario, la quasi-totalité des charges d’exploitation fait l’objet d’une incitation qui peut être totale (100 % des écarts entre prévision et réalisé sont à la charge ou au bénéfice de l’opération) ou partielle (par exemple, pour les charges d’énergie où l’incitation est de 20 %, 80 % des écarts étant au CRCP).

3.7. Bénéficiaires

(87) Les bénéficiaires de la mesure correspondent aux exploitants des infrastructures de stockage de gaz naturel, qui entrent dans le champ du mécanisme de régulation. Depuis l’entrée en vigueur de la mesure, il s’agit de Storengy, Teréga et Géométhane.

3.8. Financement de la mesure via les tarifs d’utilisation des réseaux de transport

(88) Le financement du revenu autorisé des opérateurs de stockage provient, d’une part, des recettes directement perçues par les opérateurs de stockage et, d’autre part, lorsque ces recettes sont inférieures au revenu autorisé, de la compensation stockage égale à la différence entre le revenu autorisé et les recettes directement perçues. Compensation = revenu autorisé – recettes directement perçues

(89) Les recettes directement perçues par les opérateurs sont issues majoritairement des enchères, mais également des éventuels contrats long terme historiques et des services additionnels.

(90) La compensation stockage est recouvrée par les GRT auprès des expéditeurs de gaz naturel au titre d’un terme dédié, le «terme stockage», au sein du tarif d’utilisation du réseau de transport (tarif ATRT) dans les conditions fixées par la CRE (voir considérant 21].

(91) À titre liminaire, il convient de préciser que, en France, il existe deux GRT, soit deux titulaires d’une autorisation d’exploitation de canalisations de transport de gaz naturel en vertu de l’article L.431-1 du code de l’énergie: GRTgaz et Teréga (anciennement TIGF).

(92) GRTgaz est une société anonyme détenue à 75 % par ENGIE et à 25 % par la Société d’Infrastructures Gazière. GRTgaz, directement contrôlée par ENGIE, est indépendante vis-à-vis des autres parties de son entreprise verticalement intégrée (le groupe ENGIE) conformément au modèle de GRT indépendant, assurant la séparation effective des activités de GRT et des activités de production ou fourniture (24).

(93) Comme décrit au considérant 9, Teréga est détenue à 40,5 % par Snam, à 31,5 % par GIC, à 18 % par EDF Investissement et à 10 % par Predica. Teréga vérifie également les conditions d’un GRT indépendant (25).

3.8.1. Fixation du terme stockage au sein des tarifs d’utilisation des réseaux de transport par la CRE

(94) Selon l’article L.452-1, sixième alinéa, du code de l’énergie, «Les tarifs d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel sont recouvrés par les gestionnaires de ces réseaux. Les gestionnaires de réseaux de transport reversent aux opérateurs de stockage souterrain de gaz naturel mentionnés à l’article L. 421-3-1 une part du montant recouvré selon des modalités fixées par la Commission de régulation de l’énergie».

(95) Selon l’article L.452-2 du code de l’énergie, «Les méthodes utilisées pour établir les tarifs d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel, […] sont fixées par la Commission de régulation de l’énergie».

(96) Sur la base de ces dispositions, par sa délibération no 2018-069 du 22 mars 2018 (26), la CRE a fixé les modalités de calcul du terme stockage, applicable depuis le 1er avril 2018.

(97) Le terme stockage payé par chaque expéditeur doit, selon la CRE, refléter la valeur «sécurité d’approvisionnement», c’est-à-dire la rémunération des stockages qui assurent en priorité l’alimentation en gaz naturel des clients dont l’alimentation ne peut être interrompue, notamment les clients domestiques.

3.8.2. Paiement du terme stockage par les expéditeurs et refacturation aux clients finaux

(98) Concernant l’obligation de paiement du terme stockage par les expéditeurs, par sa délibération du 22 mars 2018, la CRE a introduit le terme stockage dans les tarifs ATRT en insérant de nouvelles dispositions dans sa délibération no 2018-022 du 7 février 2018 portant décision sur l’évolution du tarif d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et TIGF au 1er avril 2018.

(99) Il résulte de cette modification que «tout expéditeur qui se voit attribuer de la capacité ferme de livraison à au moins un Point d’Interface Transport Distribution (PITD) se voit appliquer un terme tarifaire stockage fonction de la modulation hivernale de ses clients, raccordés aux réseaux de distribution publique de gaz, dans son portefeuille le 1er jour de chaque mois.».

(100) La notion d’expéditeur désigne toute «personne physique ou morale qui conclut avec un GRT un contrat d’acheminement sur le réseau de transport de gaz. L’expéditeur est, selon le cas, le client éligible, le fournisseur ou leur mandataire». Un PITD est défini comme un «point physique ou notionnel d’interface entre un réseau de transport et un réseau de distribution publique».

(101) De plus, il résulte des termes de l’article L.452-1, sixième alinéa, du code de l’énergie que les GRT doivent obligatoirement prélever les tarifs ATRT (voir considérant 94 «sont recouvrés»).

(102) Concernant la répercussion du terme stockage sur les utilisateurs finaux, la CRE a indiqué que les expéditeurs répercuteront le terme stockage sur leurs clients finaux qui entrent dans l’assiette de compensation dans la part «Transport» de leur facture. La CRE ne dispose pas de la liste des clients concernés.

(103) Plus précisément, cette répercussion n’est obligatoire qu’au titre des tarifs réglementés de vente de gaz naturel en vertu des articles L.445-3 et R.445-3 du code de l’énergie (27). Pour les offres de marché, cette répercussion relève du choix discrétionnaire du fournisseur.

3.8.3. Répartition des fonds collectés par les GRT entre les opérateurs de stockage selon les modalités fixées par la CRE

(104) Selon la délibération de la CRE relative au terme stockage, une fois collectés, les recettes du terme stockage sont reversées par les GRT aux différents opérateurs de stockage au pro rata de la compensation devant être reçue (28). La fraction allouée à chaque opérateur correspond au rapport entre la compensation prévisionnelle annuelle de l’opérateur et la compensation prévisionnelle totale de l’ensemble des opérateurs des opérateurs de stockage régulés, telles que fixées par la CRE. Ces fractions sont précisées annuellement dans la délibération de la CRE portant évolution du terme stockage.

(105) À cet effet, conformément à la délibération de la CRE, les GRT concluent un contrat avec chaque opérateur de stockage afin d’encadrer les modalités de la prestation de collecte et de reversement de la compensation, dont le coût est fixé par la CRE et couvert par le revenu autorisé des opérateurs. Pour l’année 2018, ce coût s’élève à 130 000 EUR par GRT par opérateur de stockage (29).

3.9. Budget

(106) Chaque année, le montant total des compensations versées aux opérateurs régulés dépend des recettes tirées de la mise aux enchères et du revenu autorisé fixé par la CRE. Le montant des compensations versées aux trois opérateurs de stockage régulés s’élevait à 528 millions d’euros en 2018, à 540 millions d’euros en 2019 et à 251 millions d’euros en 2020. 2018 (millions d’euros) 2019 (millions d’euros) 2020 (millions d’euros) Storengy 402 392 199 Teréga 101 113 25 Géométhane 26 36 28 Total 528 540 251 Tableau 5: Bilan de la compensation stockage pour les années 2018, 2019 et 2020

3.10. Durée

(107) Les dispositions de la loi Hydrocarbures relatives au mécanisme de régulation des opérateurs de stockage sont entrées en vigueur le 1er janvier 2018. La CRE a fixé les revenus autorisés des opérateurs de stockage à partir du 1er janvier 2018. En outre, les premières enchères des capacités de stockage ont eu lieu du 5 au 29 mars 2018 pour la période 2018-2019, et ont été organisées en 2019-2020 et 2020-2021 (voir tableau 2 au considérant 54].

(108) De plus, le terme stockage a été introduit dans le tarif ATRT à compter du 1er avril 2018. La CRE a d’abord fixé le revenu autorisé prévisionnel pour une période de régulation à deux ans (30). Elle a ensuite harmonisé le cadre de régulation des opérateurs de stockage avec celui des autres tarifs d’infrastructure. Ce deuxième tarif de stockage s’applique pour la période 2020-2023 (31).

(109) Actuellement, les autorités françaises ne prévoient pas de date de fin du mécanisme. En revanche, le périmètre du mécanisme a été défini par la dernière PPE (32) jusqu’à la révision de celle-ci. Cette révision de la PPE est prévue en 2023 et interviendra au plus tard au 31 décembre 2028.

3.11. Engagements

(110) Les autorités françaises ont pris deux engagements. Premièrement, les autorités françaises se sont engagées à soumettre à la Commission un rapport avant la fin de l’année 2024. Les points à couvrir dans ce rapport sont les suivants: — des informations relatives à la mise en œuvre de la mesure au cours de la période précédente (2018-2023), en particulier les résultats des enchères en termes de volumes et de prix et les montants de la rémunération perçue par site, — une vue d’ensemble actualisée du fonctionnement du marché du gaz naturel en France, en particulier des éléments qui justifient le maintien de la mesure pour la période 2023-2028, y compris le niveau de spread, le niveau de la demande, les investissements dans le réseau gazier en France et à l’étranger, et les investissements dans les terminaux GNL, — des informations relatives à la révision de la PPE en 2023 et son incidence éventuelle sur le champ d’application de la mesure, — la méthode de calcul de la rémunération garantie au cours de la période réglementaire 2023-2028. En cas de modification de la méthode de calculs, la Commission souhaite des informations sur les raisons à l’origine de la modification, — les données relatives à l’incidence de la mesure sur la concurrence, en mettant l’accent sur les distorsions potentielles de concurrence identifiées dans la décision, par exemple, l’incidence de la mesure sur les installations de stockage de gaz naturel dans les États membres voisins, sur les interconnexions et sur les terminaux méthaniers françaises. Ces éléments devraient être étayés par des données historiques sur l’utilisation de ces actifs ainsi que par des modifications pertinentes du régime réglementaire en ce qui concerne le stockage du gaz naturel dans les pays voisins de la France. L’incidence de la mesure sur le commerce de détail français doit également être évaluée et quantifiée.

(111) Deuxièmement, les autorités françaises s’engagent à publier les informations suivantes sur un site internet exhaustif consacré aux aides d’État en France (33) ainsi que le Transparency Award Module: un lien permettant d’accéder au texte intégral du mécanisme et de ses modalités de mise en œuvre; l’identité des bénéficiaires des flux financiers; la forme des flux financiers; le montant octroyé à chaque bénéficiaire; la date d’octroi; le type d’entreprise (PME/grande entreprise), la région dans laquelle le bénéficiaire est établi et le principal secteur économique dans lequel le bénéficiaire exerce ses activités.

3.12. Description des raisons ayant conduit à l’ouverture de la procédure formelle d’examen

(112) La Commission considère, à titre préliminaire, dans sa décision d’ouverture, que le mécanisme de régulation constitue une aide d’État au sens de l’article 107, paragraphe 1, du TFUE, qui pourrait être compatible avec le marché intérieur au titre de l’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE. Néanmoins, au stade de la procédure formelle d’examen, la Commission avait exprimé des doutes quant à la proportionnalité du mécanisme de régulation et l’existence de distorsions de concurrence.

(113) Plus précisément, d’une part, la Commission avait constaté que, aux fins de la fixation du revenu autorisé des opérateurs de stockage, la CRE permet aux opérateurs de stockage d’obtenir une rémunération du capital immobilisé. Le calcul de cette rémunération implique d’évaluer la valeur des actifs régulés. La Commission a exprimé des doutes sur le processus d’évaluation économique indépendante de la valeur de marché des actifs au moment de la mise en œuvre du mécanisme de régulation par la CRE, ce qui aurait pu remettre en cause le caractère proportionné de la mesure.

(114) D’autre part, à la lumière des informations fournies à la Commission dans le cadre de la procédure formelle d’examen, la Commission ne pouvait exclure que le mécanisme introduise des distorsions de concurrence. Ces distorsions excessives de concurrence auraient existé (i) entre les fournisseurs de gaz naturel français et ceux d’autres États membres, (ii) entre, d’une part, les opérateurs de stockage de gaz naturel et, d’autre part, les opérateurs de GNL et les gestionnaires des interconnexions et (iii) entre les opérateurs de stockage de gaz naturel français et ceux d’autres États membres.

4. COMMENTAIRES DE LA FRANCE

(115) La France a fait parvenir ses observations à la Commission et, annexées à celles-ci, les observations de la CRE. Les observations de la CRE sont, dès lors, considérées comme faisant partie intégrante des observations de la France.

(116) La France considère que les doutes exprimés par la Commission sur la réforme du stockage du gaz naturel sont infondés.

4.1. L’existence de l’aide

(117) Tout d’abord, la France conteste que la mesure en cause implique des ressources d’État. De plus, selon la France, il ne peut être considéré que le passage d’un régime négocié à un régime régulé serait constitutif d’un avantage économique pour l’opérateur qui y est contraint. Elle conteste également que les gestionnaires d’interconnexions et de terminaux méthaniers soient des concurrents des opérateurs de stockage.

(118) Ensuite, concernant le financement par des ressources d’État, la France conteste que la couverture d’une partie des coûts des opérateurs des infrastructures essentielles de stockage de gaz naturel présente le caractère d’une contribution obligatoire. Le tarif d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel est payé par les fournisseurs de gaz naturel en contrepartie du service d’acheminement, service dimensionné avec un haut niveau de fiabilité et une capacité à long terme à satisfaire une demande raisonnable (34).

(119) La France note également que la répercussion du tarif d’utilisation du réseau de transport sur la facture du consommateur de gaz naturel n’est obligatoire que pour les consommateurs faisant le choix de bénéficier des tarifs réglementés de vente du gaz naturel. Les offres au tarif réglementé de vente représentent, selon la France, une part minoritaire de la fourniture de gaz naturel en France (35), d’autant plus qu’il est prévu de mettre fin aux tarifs réglementés de vente du gaz naturel en plusieurs étapes (36).

(120) En outre, concernant l’avantage conféré, la France remarque, en premier lieu, que la détermination du coût du capital prend en compte le plus faible risque pesant sur les activités régulées par une moindre rémunération des capitaux engagés par rapport à des activités non régulées. En second lieu, la France conteste que les recettes perçues par un opérateur de stockage dans le régime régulé soient systématiquement supérieures à celles perçues par ce même opérateur dans un régime négocié (37). En outre, la France rappelle que le cadre de régulation mis en œuvre depuis 2018 est symétrique: la «compensation» pourrait s’inverser et être versée par les opérateurs de stockage dès lors que les recettes de commercialisation viendraient à dépasser le revenu autorisé fixé par la CRE. Ainsi, le modèle régulé ne peut être dissocié des obligations et de la perte d’opportunité économique imposées aux opérateurs de stockage dans le cadre de ce modèle régulé.

(121) Les dépréciations comptables de 494 millions d’euros, enregistrées par le groupe ENGIE au titre de son activité régulée de stockage quelques jours après la publication des paramètres retenus par la CRE pour le tarif de stockage, témoignent de cette perte d’espérance de gains associés à des conditions favorables de marché. Enfin, la France rappelle que l’introduction du mécanisme de régulation n’a pas entraîné un accroissement du revenu entre 2017 et 2018 des opérateurs de stockage français, excepté pour la société Storengy. La France souligne également que Storengy, à niveaux de spreads comparables, perçoit dans le cadre régulé un revenu autorisé inférieur aux revenus tirés de la commercialisation en régime négocié.

(122) La France considère qu’il n’est pas pertinent de s’attarder sur la situation des opérateurs de stockage situés dans d’autres États membres lorsqu’il s’agit d’analyser le caractère sélectif de l’avantage conféré. En effet, elle cite le Tribunal et la Cour de Justice, qui ont relevé que «la condition relative à la sélectivité […] ne peut être appréciée qu’au niveau d’un seul État membre» (38). En tout état de cause, la France relève que les opérateurs de stockage des autres États membres ne sont pas dans une situation factuelle et juridique comparable au regard de l’objectif poursuivi par la mesure en cause, à savoir garantir la sécurité d’approvisionnement de gaz naturel en France.

(123) S’agissant des gestionnaires d’interconnexions, d’une part, et des exploitants de terminaux méthaniers, d’autre part, la France rappelle que ces opérateurs sont tous régulés en France (39). Ils bénéficient donc de mécanismes de régulation très proches de celui mis en œuvre pour le stockage, y compris la fixation par le régulateur d’un revenu autorisé leur permettant de couvrir leurs coûts. La France considère, par conséquent, qu’il ne peut être contesté que la mesure en cause confère un avantage sélectif à ces opérateurs, par rapport aux gestionnaires d’interconnexions gazières et de terminaux méthaniers.

(124) Concernant l’effet sur la concurrence et les échanges entre États membres, la France considère que les gestionnaires d’interconnexions et de terminaux méthaniers ne sont pas en concurrence avec les opérateurs de stockage (voir aussi considérants (133) et suivants).

4.2. La compatibilité de la mesure en cause avec le marché intérieur

4.2.1. La proportionnalité

(125) La France explique que la régulation fondée sur les coûts des opérateurs est une approche largement répandue chez les régulateurs européens. Elle permet de garantir à la fois aux opérateurs de bénéficier de revenus suffisants pour préserver leur activité et aux consommateurs finaux de ne pas payer le stockage à un prix supérieur à celui du service rendu. À contrario, la France explique que, selon elle, une méthode fondée sur le niveau des spreads serait volatile, et pourrait, selon l’évolution des prix de marché à court terme, ne pas garantir la couverture des coûts des opérateurs ou au contraire générer des bénéfices indus.

(126) La CRE a retenu, pour fixer le niveau du tarif de stockage, une régulation fondée sur la couverture des coûts jugés efficaces supportés par les opérateurs. Ainsi, elle fixe pour chaque opérateur un revenu autorisé de manière à couvrir les coûts représentés par les charges d’exploitation, ainsi que par l’amortissement des actifs et le coût du capital. Pour définir le niveau initial de la BAR au 1er janvier 2018 des opérateurs de stockage, la CRE a procédé à la réévaluation au 31 décembre 2016 de la valeur brute comptable des actifs des opérateurs (voir considérants (55) et suivants sur la fixation des revenues autorisés).

(127) À titre subsidiaire, la France apporte des éléments d’analyse supplémentaires pour démontrer que d’autres méthodes aboutissent à des résultats de BAR cohérents avec la méthode de la CRE.

(128) La valeur des opérateurs de stockages dans les comptes de leurs actionnaires est déterminée en application des normes comptables et en fonction de la perspective de revenus attendus de l’activité sur le long terme. Pour Storengy, la CRE a retenu une valeur de la BAR initiale de 3,5 milliards d’euros, pour une valorisation de Storengy dans les comptes d’ENGIE au 31 décembre 2016 de [3 à 5 milliards d’euros]. Pour Teréga, la CRE a retenu une valeur de la BAR initiale de 1 156 millions d’euros, pour une valorisation du périmètre stockage dans les comptes de la société-mère au 31 décembre 2016 d’environ [1 à 2 milliards d’euros].

(129) Les transactions récentes permettent également d’éclairer la valeur des entreprises et la valorisation des activités de stockage dans le cadre des transactions. Par exemple, sur la base des transactions intervenues dans le capital de la société Teréga en 2013 (40) et 2015 (41), la valeur des actifs du périmètre stockage est estimée entre [1 à 2 milliards d’euros].

(130) De plus, la France mentionne que des consultants externes ont aussi travaillé sur la valorisation des BAR des opérateurs. Pour Storengy, le calcul réalisé par le consultant […] pour la CRE aboutit à un résultat de [3 à 5 milliards d’euros]. La France fait également référence à l’étude de PwC, mandatée par Teréga, qui valorise la BAR en 2018 entre [1 et 2 milliards d’euros].

(131) Enfin, la France considère qu’une méthode alternative, consistant à reconstituer l’historique des recettes de l’opérateur, afin de déterminer si elles ont permis de couvrir les investissements passés, ne serait pas assez robuste pour déterminer la valeur de la BAR. Une telle méthode impliquerait en effet une reconstitution, depuis la date de mise en service initiale, des actifs de stockage les plus anciens (fin des années 1950), des free cash-flows de chaque opérateur qui matérialisent la trésorerie disponible de l’opérateur après le financement de son besoin en fonds de roulement, de ses impôts et de ses investissements, afin de les comparer à la valeur brute des actifs.

(132) Cet historique semble particulièrement complexe à reconstituer, tant par l’effort de documentation exhaustive nécessaire, que par les évolutions organisationnelles et capitalistiques des sociétés de stockage actuelles: d’une part, Storengy, faisant partie d’un modèle intégré au sein de Gaz de France/GDF Suez, la reconstitution de l’historique impliquerait nécessairement des hypothèses de détourage de l’activité. D’autre part, Teréga a fait l’objet de cessions successives.

4.2.2. Les effets négatifs sur la concurrence et les échanges

(133) Concernant les distorsions de concurrence entre les fournisseurs français et les fournisseurs d’autres États membres qui souscrivent des capacités de stockage en France, la France explique que la «nationalité» du fournisseur n’a aucune incidence. Les enchères publiques sont ouvertes à l’ensemble des acteurs disposant d’une autorisation de fourniture de gaz naturel. Cette autorisation de fourniture n’est pas restreinte aux seuls fournisseurs français et peut être obtenue par toute personne installée sur le territoire d’un État membre de l’Union (42). En second lieu, les autorités françaises soulignent que pour un même service d’acheminement, le même tarif d’utilisation des réseaux de transport de gaz naturel est appliqué aux fournisseurs français et aux fournisseurs d’autres États membres.

(134) De plus, selon la France, les stockages ne sont pas en concurrence avec les interconnexions et les terminaux méthaniers. La France relève, tout d’abord, que la Commission n’a jamais apprécié l’existence d’un marché unique comprenant le stockage de gaz naturel, les infrastructures de regazéification et les interconnexions. De plus, la France souligne que, dans les analyses relatives à la capacité du système gazier à satisfaire une demande raisonnable, les infrastructures essentielles de stockage de gaz naturel interviennent en complément d’une pleine utilisation des interconnexions et d’une pleine utilisation des capacités des terminaux méthaniers, à hauteur des stocks de gaz naturel liquéfié disponibles.

(135) En outre, la France constate que la Commission a reconnu à plusieurs reprises l’existence d’un marché distinct du stockage souterrain de gaz naturel, aussi bien en France (43), que dans d’autres États membres (44). À la lumière des résultats d’une enquête de marché concernant une opération sur le territoire français, la Commission a constaté l’absence de substituabilité entre le stockage et les autres modes de flexibilité (45). La France note également que dans deux décisions, la Commission a considéré que le marché du stockage de gaz naturel était de dimension régionale voire nationale (46).

(136) La France considère que chaque instrument de flexibilité a des fonctionnalités et caractéristiques propres, qui empêchent la substitution avec les autres instruments de flexibilité. Les interconnexions permettent d’approvisionner le territoire en gaz naturel. En l’absence de stockage, il serait nécessaire de dimensionner les interconnections pour être en mesure de garantir l’approvisionnement du territoire français en gaz naturel lors d’une pointe de consommation. Un tel dimensionnement serait, dès lors, inefficace. De plus, l’Union affiche l’objectif de réduire la consommation de gaz naturel. Aucun investissement nouveau n’est envisagé au niveau des interconnexions dont dispose la France aujourd’hui. La question de la concurrence et des signaux d’investissements à long terme posée par la Commission apparaît donc comme purement théorique.

(137) Les terminaux méthaniers offrent une possibilité d’arbitrage pour approvisionner le territoire au moindre coût. La disponibilité du GNL est incertaine et dépend fortement des conditions mondiales d’offre et de demande qui réorientent régulièrement les cargaisons. En outre, les terminaux méthaniers disposent de capacités de stockage limitées (47), et qui, dans les meilleures conditions, ne pourraient pas être mobilisées plus de 5 jours. Or, cette période est inférieure à la durée moyenne d’une vague de froid, qui dure de 5 à 15 jours, n’offrant ainsi pas un délai suffisant pour mobiliser une arrivée de cargaison assez rapidement pour éviter une rupture des émissions (48).

(138) Ainsi, les stockages de gaz naturel rendent un service de flexibilité inter-saisonnier qui ne peut être rendu, ni par les interconnexions dans des conditions économiques comparables, ni par les terminaux méthaniers. À contrario, l’existence de stockages en France ne peut suffire à assurer la sécurité d’approvisionnement de la France en gaz naturel. Il reste indispensable de recourir aux interconnexions et aux terminaux méthaniers pour alimenter le territoire.

(139) Ainsi, ces différents types d’infrastructures sont complémentaires et non en concurrence pour assurer la sécurité d’approvisionnement de la France.

(140) Même s’il était considéré que les interconnexions, les terminaux méthaniers et les stockages de gaz naturel sont en concurrence, la France rappelle que les interconnexions et les terminaux méthaniers français sont tous régulés, à l’exception du terminal de Dunkerque. De ce fait, la rentabilité de ces infrastructures correspond au taux de rémunération des actifs fixé par la CRE. De ce fait, la mise en œuvre de la régulation du stockage ne peut avoir de conséquence sur la rentabilité des autres infrastructures régulées.

(141) En outre, la France rappelle que les faits récents contredisent une éventuelle hypothèse de concurrence dommageable pour les interconnexions ou les terminaux méthaniers. Depuis la fin de l’année 2018, l’utilisation des terminaux français et européens atteint des niveaux particulièrement élevés par rapport aux 10 dernières années. De plus, les opérateurs de terminaux méthaniers ont récemment lancé avec succès des procédures de commercialisation de leurs capacités à moyen terme. La régulation du stockage, combinée à la fusion des zones en France mise en œuvre fin 2018, a largement contribué à améliorer la profondeur et la liquidité du marché français et ouest-européen.

(142) La France conteste également que la régulation du stockage pourrait réduire les incitations à utiliser les terminaux méthaniers et les interconnexions existantes. Les incitations à l’utilisation proviennent des signaux de prix envoyés par les différents marchés du gaz naturel (49). Dans ce contexte, les stockages constituent un moyen additionnel d’optimiser les coûts d’approvisionnement en gaz naturel et de bénéficier de prix de marché compétitifs.

(143) La France note également que les décisions d’investissements dans les interconnexions et les terminaux méthaniers reposent sur les stratégies d’approvisionnement qui ne sont pas affectées de façon négative par le stockage de gaz naturel.

(144) Enfin, la France considère que la situation des opérateurs de stockage des autres États membres n’est aucunement affectée par la mesure en cause. Les autorités françaises notent que le dimensionnement du système gazier français, fondé notamment sur la prise en compte de 100 % des capacités disponibles aux interconnexions, implique mécaniquement la prise en compte des moyens d’approvisionnement situés derrière les interconnexions, notamment les infrastructures de stockage de gaz naturel situées dans d’autres États membres de l’Union. Les autorités françaises notent aussi que certaines de ces infrastructures sont également régulées.

(145) La vente des capacités de stockage s’effectue par le biais d’enchères et à prix de marché. Par conséquent, la mesure en cause ne désavantage pas les opérateurs de stockage des autres États membres. De plus, la mesure en cause ne peut avoir qu’un effet minime sur la formation des prix. Les stockages français permettent de stocker environ 130 TWh (50), ce qui est faible en comparaison des quantités échangées sur les places de marché. En 2018, 28 220 TWh ont été échangé sur le TTF (51).

(146) Les opérateurs de stockage des différents États membres sont donc tous soumis à des conditions de marché sur lesquelles les stockages français n’ont que peu d’influence, de sorte qu’il ne peut être considéré que leur rentabilité pourrait baisser du fait de la mise en place de la mesure en cause.

(147) La France observe d’ailleurs que les taux de remplissage des stockages allemands et belges atteignent des niveaux élevés qui ont augmenté entre 2018 et 2019 (52). Ces niveaux élevés mettent en évidence que la régulation des stockages français ne prive pas les opérateurs des autres États membres de vendre l’intégralité de leurs capacités de stockage dans un contexte de marché favorable.

5. OBSERVATIONS DES INTÉRESSÉS

(148) La Commission a reçu des observations de la part de dix-huit parties intéressées, dont les trois bénéficiaires de la mesure. Leurs observations sont résumées aux considérants (149) à (233).

5.1. Observations des bénéficiaires de la mesure

5.1.1. Géométhane

(149) Géométhane souligne les effets positifs de l’introduction de la mesure au regard de l’objectif de sécurité énergétique. À l’appui de ses arguments, Géométhane a présenté un rapport détaillé à la Commission (53).

5.1.1.1. L’existence de l’aide

(150) La mesure en cause ne constitue pas une aide d’État, selon Géométhane, pour plusieurs raisons.

(151) Tout d’abord, Géométhane note l’absence de financement au moyen de ressources étatiques en raison du fait que le terme stockage ne peut être qualifié de contribution obligatoire: le transfert de ressources s’effectue seulement entre opérateurs privés (les fournisseurs de gaz naturel et les opérateurs de stockage), le contrôle de l’État sur les fonds est limité, la mesure en cause ne diminue pas le budget de l’État, et elle prévoit une obligation d’entretien des infrastructures essentielles de stockage visées par le dispositif par les opérateurs.

(152) En outre, la mesure en cause ne peut être considérée comme un avantage sélectif octroyé aux opérateurs de stockage actifs sur le territoire français par rapport à ceux situés à l’étranger puisqu’ils ne sont pas dans une situation juridique et factuelle comparable à celle des opérateurs de stockage installés sur le territoire français au regard de l’objectif poursuivi par la mesure en cause. De plus, les exploitants d’autres instruments de flexibilité ne sont pas dans une situation juridique et factuelle comparable.

(153) Enfin, Géométhane explique que la mesure en cause n’entraîne pas d’effets sur la concurrence et les échanges entre les États membres.

5.1.1.2. La compatibilité de l’aide

(154) Dans le cas où la mesure en cause serait qualifiée d’aide d’État, celle-ci devrait être considérée comme compatible avec la réglementation en matière d’aides d’État, selon Géométhane. En effet, la mesure en cause contribue à atteindre l’objectif d’intérêt commun de sécurité énergétique. En outre, elle est nécessaire et appropriée pour atteindre cet objectif, à la lumière de l’analyse de mesures alternatives.

(155) L’introduction de la mesure en cause a un effet incitatif puisqu’en l’absence d’une telle mesure, les faibles proportions de souscription de capacité de stockage ainsi que la diminution des revenus issus des campagnes de souscription du fait d’une baisse du spread auraient conduit les opérateurs de stockage à mettre sous cocon, voire à fermer définitivement, des infrastructures essentielles pour assurer la sécurité d’approvisionnement en gaz naturel en France.

(156) Le calcul du revenu autorisé basé sur la méthode de valorisation de la BAR fondée sur les coûts courants économiques est justifié et proportionné, car: — la BAR a fait l’objet d’une évaluation économique indépendante lors de la mise en œuvre du mécanisme de régulation, par un audit externe effectué par le cabinet de conseil […], — la BAR initiale proposée par les opérateurs n’a pas été retenue par la CRE, — la méthodologie des coûts courants économiques est fondée sur la valeur brute comptable des actifs pour la valorisation de la BAR, — la méthodologie permet de refléter les coûts de remplacement des actifs net de l’amortissement, — la méthodologie est appliquée à tous les tarifs d’infrastructures régulés en France, — la méthodologie est appliquée par la quasi-totalité des régulateurs européens.

(157) Alternativement, une valorisation de la BAR en fonction de la valeur de marché représentée par les spreads ne serait pas pertinente car elle ne couvrirait pas les coûts des opérateurs, ce qui va à l’encontre du principe de couverture des coûts posé par la directive 2009/73/CE. Ainsi, prendre en compte la valeur de marché mettrait en péril le mécanisme de régulation qui a pour but d’assurer le maintien en opération des infrastructures de stockage essentielles au bon fonctionnement du réseau de transport. En outre, il existe un risque de sur-rémunération en cas d’augmentation du spread. La valeur de la BAR obtenue par la CRE est cohérente avec la valeur de marché des infrastructures sur le long et moyen terme.

(158) Il n’aurait pas été pertinent d’évaluer si les revenus générés avant l’entrée en vigueur du mécanisme de régulation n’avaient pas permis de couvrir leur coût initial d’investissement puisque la prise en compte de ces revenus dans cette appréciation serait contraire aux pratiques des régulateurs européens, complexe et peu fiable.

(159) Enfin, des mesures sont prises afin de limiter les perspectives de profit des opérateurs (à savoir le coût moyen pondéré du capital, la limitation des coûts des opérateurs d’infrastructures de stockage efficace et une régulation incitative).

(160) À titre subsidiaire, Géométhane note également que la valeur de la BAR retenue par la CRE correspond à la valeur d’une transaction récente. En 2016, 98 % des actions de Géosud, qui détient elle-même 50 % des parts de Géométhane, ont été cédées par Total, Ineos et Géostock à la société CNP Assurances pour un montant de […]. Dès lors, il est possible de calculer la valeur totale de Géométhane estimée par l’acquéreur au moment de cette cession, à savoir […] (54) (auxquels s’ajoutent […] de trésorerie disponibles soit un total d’environ […]). Selon Géométhane, cette valeur de marché est cohérente […] à la valeur de la BAR retenue par la CRE en 2018, de 188,9 millions d’euros, augmentée des immobilisations en cours […].

(161) La mesure en cause prévient les effets négatifs sur la concurrence et les échanges entre États membres. En effet: — il n’existe pas de distorsion de concurrence entre les fournisseurs de gaz naturel français et les fournisseurs de gaz naturel étrangers. Le mode de mise aux enchères des prestations de stockage garantit un traitement égal des fournisseurs de gaz naturel français et étrangers. En outre, le mode de financement de la compensation stockage prévu par le mécanisme de régulation assure l’égalité de traitement entre les fournisseurs étrangers et les fournisseurs français. Les fournisseurs étrangers ne bénéficient pas de prix réduits par rapport aux fournisseurs français, — il n’existe pas non plus de distorsion de concurrence vis-à-vis des opérateurs de stockage des pays voisins. Depuis l’entrée en vigueur du mécanisme de régulation, les taux de remplissage des stockages sont en hausse partout dans l’Union et atteignent des niveaux particulièrement élevés, — il n’existe pas non plus de distorsion de concurrence entre les opérateurs de stockage et les terminaux méthaniers ou les interconnexions en raison d’une absence de substituabilité des terminaux méthaniers et des interconnexions. Dans la pratique décisionnelle de la Commission en matière de concentrations, le marché de stockage de gaz naturel a été défini comme constituant un marché distinct. Il est plutôt question de complémentarité entre le stockage de gaz naturel, les terminaux méthaniers et les interconnexions.

5.1.2. Storengy

(162) Storengy souligne les effets positifs de l’introduction de la mesure en cause au regard de l’objectif de sécurité énergétique. À l’appui de ses arguments, Storengy a présenté un rapport détaillé à la Commission (55).

5.1.2.1. L’existence de l’aide

(163) La mesure en cause ne constitue pas une aide d’État, selon Storengy, pour plusieurs raisons.

(164) Tout d’abord, Storengy note l’absence de financement au moyen de ressources étatiques en raison du fait que le terme stockage ne peut être qualifié de contribution obligatoire, que le transfert de ressources s’effectue seulement entre opérateurs privés (les fournisseurs de gaz naturel et les opérateurs de stockage), que le contrôle de l’État sur les fonds est limité, que la mesure en cause ne diminue pas le budget de l’État et que celle-ci prévoit une obligation d’entretien des infrastructures essentielles de stockage visées par le dispositif par les opérateurs.

(165) En outre, la mesure en cause ne peut être considérée comme un avantage sélectif octroyé aux opérateurs de stockage actifs sur le territoire français par rapport à ceux situés à l’étranger puisqu’ils ne sont pas dans une situation juridique et factuelle comparable à celle des opérateurs de stockage installés sur le territoire français au regard de l’objectif poursuivi par la mesure. De plus, les exploitants d’autres instruments de flexibilité ne sont pas dans une situation juridique et factuelle comparable.

(166) Enfin, Storengy explique que la mesure en cause n’entraîne pas d’effets sur la concurrence et les échanges entre les États membres.

5.1.2.2. La compatibilité de l’aide

(167) Dans le cas où la mesure en cause serait qualifiée d’aide d’État, celle-ci devrait être considérée comme compatible avec la réglementation en matière d’aides d’État, selon Storengy. En effet, la mesure contribue à atteindre l’objectif d’intérêt commun de sécurité énergétique. En outre, la mesure en cause est nécessaire et appropriée pour atteindre cet objectif, à la lumière de l’analyse de mesures alternatives.

(168) L’introduction de la mesure en cause a un effet incitatif puisqu’en l’absence de celle-ci, les faibles proportions de souscription de capacité de stockage ainsi que la diminution des revenus issus des campagnes de souscription du fait d’une baisse du spread auraient conduit les opérateurs de stockage à mettre sous cocon, voire à fermer définitivement, des infrastructures essentielles pour assurer la sécurité d’approvisionnement en gaz naturel en France.

(169) Le calcul du revenu autorisé basé sur la méthode de valorisation de la base d’actifs régulés fondée sur les coûts courants économiques est justifié et proportionné, car: — la BAR a fait l’objet d’une évaluation économique indépendante lors de la mise en œuvre du mécanisme de régulation, par un audit externe effectué par le cabinet de conseil […], — la BAR initiale proposée par les opérateurs n’a pas été retenue par la CRE, — la méthodologie des coûts courants économiques est fondée sur la valeur brute comptable des actifs pour la valorisation de la BAR, — la méthodologie permet de refléter les coûts de remplacement des actifs net de l’amortissement, — la méthodologie est appliquée à tous les tarifs d’infrastructures régulés en France, — la méthodologie est appliquée par la quasi-totalité des régulateurs européens.

(170) Alternativement, une valorisation de la BAR en fonction de la valeur de marché représentée par les spreads ne serait pas pertinente car elle ne couvrirait pas les coûts des opérateurs, ce qui va à l’encontre du principe de couverture des coûts posé par la directive 2009/73/CE. Ainsi, prendre en compte la valeur de marché mettrait en péril le mécanisme de régulation qui a pour but d’assurer le maintien en opération des infrastructures de stockage essentielles au bon fonctionnement du réseau de transport. En outre, il existe un risque de sur-rémunération en cas d’augmentation du spread. La valeur de la BAR obtenue par la CRE est cohérente avec la valeur de marché des infrastructures sur le long et moyen terme.

(171) Il n’aurait pas été pertinent d’évaluer si les revenus générés avant l’entrée en vigueur du mécanisme de régulation n’avaient pas permis de couvrir leur coût initial d’investissement, puisque la prise en compte de ces revenus dans cette appréciation serait contraire aux pratiques des régulateurs européens, complexe et peu fiable.

(172) Enfin, des mesures sont prises afin de limiter les perspectives de profit des opérateurs (à savoir, le coût moyen pondéré du capital, la limitation des coûts des opérateurs d’infrastructures de stockage efficace et une régulation incitative).

(173) La mesure en cause prévient les effets négatifs sur la concurrence et les échanges entre États membres. En effet: — il n’existe pas de distorsion de concurrence entre les fournisseurs de gaz naturel français et les fournisseurs de gaz naturel étrangers. Le mode de mise aux enchères des prestations de stockage garantit un traitement égal des fournisseurs de gaz naturel français et étrangers. En outre, le mode de financement de la compensation stockage prévu par le mécanisme de régulation assure l’égalité de traitement entre les fournisseurs étrangers et les fournisseurs français. Les fournisseurs étrangers ne bénéficient pas de prix réduits par rapport aux fournisseurs français, — il n’existe pas non plus de distorsion de concurrence vis-à-vis des opérateurs de stockage des pays voisins. Depuis l’entrée en vigueur du mécanisme de régulation, les taux de remplissage des stockages sont en hausse partout dans l’Union et atteignent des niveaux particulièrement élevés, — il n’existe pas non plus de distorsion de concurrence entre les opérateurs de stockage et les terminaux méthaniers ou les interconnexions, en raison d’une absence de substituabilité des terminaux méthaniers et des interconnexions. Dans la pratique décisionnelle de la Commission en matière de concentrations, le marché de stockage de gaz naturel a été défini comme constituant un marché distinct. Il est plutôt question de complémentarité entre le stockage de gaz naturel, les terminaux méthaniers et les interconnexions.

5.1.3. Teréga

(174) Teréga souligne que l’objectif principal de la réforme du stockage réside dans la sécurité d’approvisionnement de la France en gaz naturel qui était menacée avant l’entrée en vigueur du mécanisme de régulation.

5.1.3.1. L’existence de l’aide

(175) Teréga considère que la mesure échappe à la qualification d’aide d’État. Teréga observe que des systèmes de régulation fondés sur le principe de la couverture des coûts d’un opérateur efficace et d’une rémunération normale des capitaux investis sont courants dans l’Union, sans pour autant être considérés comme constitutifs d’une aide d’État.

(176) Tout d’abord, Teréga considère que la mesure en cause est un simple instrument de régulation tarifaire qui n’est pas financé au moyen de ressources d’État. En effet, elle n’a pas d’incidence sur le budget de l’État et n’engendre pas de surcoût qui soit obligatoirement répercuté sur les clients finaux. De plus, l’État français n’exerce de contrôle public ni sur les fonds collectés par les GRT ni sur les GRT eux-mêmes, qui sont des entreprises de droit privé contrôlées par des actionnaires majoritairement privés.

(177) Ensuite, Teréga considère que la mesure en cause n’octroie aucun avantage sélectif aux opérateurs concernés. Le mécanisme de régulation est fondé sur des enchères, qui comporte également des éléments d’incitation à l’efficience ainsi qu’un outil de régularisation ex post de l’ensemble des charges et des recettes. De plus, le caractère symétrique du mécanisme de régulation implique que les opérateurs de stockage ne perçoivent pas nécessairement une compensation mais peuvent, au contraire, être amenés à reverser le trop-perçu.

(178) De plus, s’agissant du critère de sélectivité, Teréga considère que la situation des opérateurs étrangers n’est pas un élément d’appréciation pertinent au regard de ce critère. Les opérateurs de stockage sont dans une situation factuelle et juridique différente à bien des égards de celle des opérateurs de terminaux méthaniers et des gestionnaires d’interconnexions, notamment au regard de l’objectif de sécurité d’approvisionnement en gaz naturel de la France.

(179) Enfin, Teréga explique que la mesure en cause n’affecte en rien la concurrence ni les échanges entre les États membres. Les capacités de stockage sont adjugées aux enchères, selon un mécanisme de marché, qui ne discrimine pas les opérateurs situés dans d’autres États membres. En outre, la pratique décisionnelle de la Commission en matière de contrôle des concentrations et de pratiques anticoncurrentielles a toujours délimité un marché pertinent du stockage de gaz naturel de dimension tout au plus nationale, sans jamais avoir conclu à l’existence d’un marché plus large, tant du point de vue des services en cause que du point de vue géographique. En tout état de cause, le fait que les infrastructures gazières soient très largement régulées est incompatible avec la constatation d’une distorsion de concurrence sur les marchés du gaz naturel.

5.1.3.2. La compatibilité de l’aide avec le marché intérieur:

(180) À supposer que le mécanisme de régulation soit constitutif d’une aide d’État quod non, Teréga soutient que le mécanisme de régulation satisfait à toutes les conditions de compatibilité avec le marché intérieur au sens de l’article 107, paragraphe 3, point c), du TFUE.

(181) Teréga considère que la mesure en cause poursuit l’objectif d’intérêt commun de sécurité d’approvisionnement de la France en gaz naturel. En augmentant les volumes de gaz naturel disponibles dans les sites de stockage, le mécanisme de régulation cherche à atteindre un niveau précis et quantifiable de sécurité d’approvisionnement. En outre, la mesure en cause correspond à une intervention étatique nécessaire, fondée sur une analyse raisonnable, et répondant à des défaillances de marché bien identifiées, telles que l’incapacité des clients finaux à signaler la valeur qu’ils assignent à la sécurité d’approvisionnement (telles que la valeur assurantielle ou la valeur de système). Par ailleurs, Teréga insiste sur le fait que la mesure en cause est un instrument approprié pour renforcer la sécurité d’approvisionnement sur le territoire français, non seulement par rapport aux autres mesures de flexibilité disponibles, mais également par rapport aux autres types de régulation du stockage.

(182) Teréga conteste le raisonnement de la Commission dans la décision d’ouverture concernant la proportionnalité de la mesure en cause. Le mécanisme de régulation limite le montant de l’aide alléguée au minimum nécessaire. Le mécanisme de régulation est en effet fondé sur le principe de la couverture des coûts d’un «opérateur efficace», sur le plafonnement des revenus des opérateurs de stockage et sur des dispositifs intégrés d’incitation des opérateurs à l’efficience dans leurs dépenses d’exploitation. De plus, la CRE a procédé à une évaluation indépendante des coûts. Ce faisant, la CRE s’est assurée que seuls les coûts acceptables soient pris en charge. La CRE s’est en outre appuyée sur un ensemble d’études économiques objectives, contemporaines et crédibles conduites par des experts indépendants afin de valoriser les actifs régulés. La méthode de valorisation des actifs utilisée par la CRE est à cet égard cohérente et correspond à la pratique d’autres régulateurs européens. Contrairement à ce que suggère la Commission, Teréga considère que la prise en compte des revenus antérieurs à l’entrée en régulation, dans la valeur de la base d’actifs régulés, serait nécessairement incomplète en l’absence de données disponibles et, en tout état de cause, susceptible de se heurter aux principes généraux du droit. Par ailleurs, les travaux de la CRE concernent tant les charges d’exploitation que la valorisation des actifs des opérateurs de stockage lesquels ont été systématiquement rendus publics dans ses délibérations tarifaires, ce qui garantit le caractère transparent de la mesure.

(183) Enfin, Teréga estime que la mesure en cause n’entraîne pas de distorsion de concurrence entre les fournisseurs de gaz naturel situés en France et à l’étranger. La mesure en cause est non discriminatoire. Tous les fournisseurs de détail peuvent acheter des capacités dans les sites de stockage français dans le cadre d’enchères. De plus, tous les fournisseurs de détail, qui servent des clients français, paient des tarifs ATRT, soutenant ainsi le mécanisme de compensation. La mesure entraîne même des effets positifs sur les marchés de détail du gaz naturel en limitant les périodes de tension et les risques de congestion sur les réseaux. Ensuite, la mesure n’engendre pas non plus de distorsion de concurrence vis-à-vis des opérateurs de GNL et des gestionnaires d’interconnexions. Ces acteurs, eux aussi largement soumis à des mécanismes de régulation de leurs revenus, ne sont pas placés dans un rapport de concurrence avec les opérateurs de stockage, mais plutôt de complémentarité au regard de l’objectif de sécurité d’approvisionnement. La mesure en cause ne favorise pas une source d’approvisionnement en gaz naturel plutôt qu’une autre et n’interdit ni ne dissuade le recours à ces instruments complémentaires que sont les interconnexions et les terminaux méthaniers. Par exemple, les taux de souscription de capacités dans les terminaux méthaniers européens au cours de ces dernières années témoignent de cette tendance. Enfin, la mesure en cause n’introduit pas de distorsion de concurrence par rapport aux opérateurs de stockage étrangers. Ces derniers ne sauraient être pénalisés par les enchères, qui reposent sur un mécanisme de marché, et, en pratique, l’introduction de la mesure en cause n’a pas freiné l’augmentation généralisée des taux de souscription des stockages en Europe.

5.2. Observations des autres parties intéressées

5.2.1. Association française indépendante de l’électricité et du gaz («AFIEG») (56)

(184) L’AFIEG apporte des observations sur la méthode de valorisation des actifs de stockage et sur le périmètre des actifs de stockage nécessaires en volume et en débit pour assurer la sécurité d’approvisionnement.

(185) L’AFIEG souligne que les distorsions de concurrence qui prévalaient avant la réforme en raison du manque de transparence du précédent système, ont été supprimées.

(186) Au sujet de la méthode de valorisation de la base d’actifs régulés, l’AFIEG ne dispose pas d’éléments chiffrés précis permettant de valider la valorisation retenue par la CRE, mais considère que la valeur économique du marché devrait être préférée à la valeur comptable du marché. Ce choix permettrait de refléter le stockage à l’instant T plutôt qu’une vision plus historique. En outre, l’AFIEG considère que la valorisation du gaz coussin semble être une composante fondamentale de la valorisation des actifs de stockage et souhaiterait, par conséquent, la prise en considération de l’incidence financière du choix des règles d’amortissement du gaz coussin sur la valeur globale de la BAR. Enfin, l’AFIEG souligne que les opérateurs de stockage ne sont pas exposés, par leur activité, à des risques plus importants que ceux des gestionnaires de réseaux de transport. Par conséquent, le taux de rémunération de la BAR retenu pour les opérateurs de stockage ne devrait pas être supérieur à celui des GRT.

(187) L’AFIEG considère que le périmètre des actifs de stockage nécessaires en volume et en débit, pour assurer la sécurité d’approvisionnement, devrait être réduit par les autorités françaises afin de maximiser le rapport coût/bénéfice du stockage pour les consommateurs. En e