Participaient à la séance : Emmanuelle WARGON, présidente, Anthony CELLIER, Ivan FAUCHEUX, Valérie PLAGNOL et Lova RINEL, commissaires.
La zone de marché unique du gaz en France, Trading Region France (TRF), est entrée en fonctionnement le 1er novembre 2018, en remplacement des deux précédentes places de marché, le PEG Nord et la Trading Region South (TRS). Elle a permis la création d'un prix unique pour l'ensemble des consommateurs français, l'accès à des sources d'approvisionnement variées et compétitives en fonction des configurations du marché mondial, et le renforcement de la liquidité et de l'attractivité du marché français du gaz.
En application des dispositions de l'article L. 134-2 du code de l'énergie, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) « précise […] les règles concernant […] les missions des gestionnaires de réseaux de transport […] de gaz naturel en matière d'exploitation et de développement de ces réseaux », « les missions […] des opérateurs de stockages souterrains de gaz naturel » ainsi que « les conditions d'utilisation des réseaux de transport […] de gaz naturel ».
Les délibérations des 26 octobre 2017 (1), 24 juillet 2018 (2), 29 mai 2019 (3), 12 décembre 2019 (4), 13 décembre 2022 (5), 12 octobre 2023 (6) et 4 juillet 2024 (7) ont défini les modalités de mise en œuvre et les règles de fonctionnement de la zone de marché unique du gaz en France.
La présente délibération vise à faire évoluer les mécanismes de gestion des congestions Sud vers Nord. Elle modifie la délibération n° 2023-318 du 12 octobre 2023 qui a renforcé les règles de gestion des congestions du Sud vers le Nord dans un contexte de réduction des exportations de gaz russe depuis l'été 2022, à la suite de l'invasion russe en Ukraine.

1. Contexte
   1.1. Réduction des flux du Nord vers le Sud

L'arrêt des exportations de gaz russe vers l'Europe depuis l'automne 2022 a interrompu les entrées de gaz depuis l'Allemagne au point d'interconnexion d'Obergailbach et depuis la Belgique au point d'interconnexion de Virtualys mettant le réseau de transport français dans une configuration inédite de flux allant du Sud vers le Nord en hiver.

1.2. Conséquences pour le fonctionnement de la TRF en hiver 2022-2023

Cette situation s'est accentuée lors de deux épisodes de baisse significative des importations de gaz norvégien au point d'interconnexion de Dunkerque, alors que le prix du gaz sur le marché français était inférieur aux prix des autres marchés du nord de l'Europe (y compris le marché britannique).
Ainsi, en décembre 2022 et en janvier 2023, la réduction très importante des flux d'entrée au nord de la TRF, le maintien d'arrivées importantes de gaz au sud, combinés à des consommations importantes générant des flux de soutirage des stockages, ont entrainé deux épisodes de congestion où la limite dite « Sud-Nord 3 » ou « SN3 » a été atteinte (8).

Vous pouvez consulter l'intégralité du texte avec ses images à partir de l'extrait du Journal officiel électronique authentifié accessible en bas de page

Source : GRTgaz
Pour répondre à cette situation, les GRT ont utilisé les mécanismes de levée des congestions dans l'ordre de préséance prévu par les précédentes délibérations de la CRE :

- en suspendant la commercialisation des capacités encore disponibles et en coupant les capacités interruptibles ;
- en achetant des spreads localisés auprès des acteurs de marché (pour un volume total de 5,1 TWh et un coût de 54,6 M€) ;
- et en dernier recours, en appliquant des restrictions mutualisées aux différents points d'entrée au sud du front de congestion (16 restrictions mutualisées pour l'hiver 2022-2023, contre 2 précédemment depuis 2018). En cumulé, les GRT ont coupé environ 6 TWh de gaz sur l'ensemble des points d'entrée concernés de la TRF.

Les congestions de l'hiver 2022-2023 ont été coûteuses pour le système gazier français, et le recours répété au mécanisme de restriction mutualisé a fait courir un risque opérationnel sur certaines infrastructures, non conçues pour subir des changements de débit rapides et répétés.

1.3. Décision de la CRE sur la TRF en 2023

Prenant en compte le retour d'expérience de l'hiver 2022-2023, la CRE, dans sa délibération du 12 octobre 2023, a décidé de mettre en place de nouveaux mécanismes de gestion des congestions ainsi que leur ordre d'activation, afin de prendre en compte les nouveaux schémas de flux observés sur la TRF depuis 2022.

| | NS1 |NS2 à NS4
E02 et S1| SN0 à SN4 | |-----------------------------------------------------------------------------|----------------------------------------------------------------------------------|-------------------------|--------------------------------------------------| | En cas de contrainte journalière |1. Si possible, mise en œuvre de mécanismes inter-opérateurs notamment avec Fluxys| |1. Coupure du UIOLI stockage au soutirage en amont| | 2. Interruption des capacités interruptibles | 2. Interruption des capacités interruptibles des deux côtés de la limite (9) | | | |3. Interruption des capacités en sortie aux PITS au-delà des niveaux nominaux| | | | | 4. Non-commercialisation des capacités fermes disponibles | | | | | | 5. Swap stockage (pour SN3 et SN4) | | | | 6. Spread localisé | | | | | En cas d'échec des mécanismes susmentionnées | 7. Restriction mutualisée | | | | 8. Restriction anticipée | | | |

Par cette même délibération, les mécanismes suivants ont été créés ou modifiés par rapport aux mécanismes préexistants :

- le swap stockage : mis en œuvre pour l'hiver 2023/2024 par Storengy et GRTgaz, il a permis de limiter certaines congestions en stockant initialement un peu plus de gaz en aval des congestions ;
- l'interruption des capacités interruptibles et la non-commercialisation des capacités fermes disponibles systématiquement des deux côtés de la limite en cas de congestion sud vers nord (SN) à compter du 1er novembre 2023 ;
- le mécanisme d'interruption du UIOLI Stockage en J-1 avant 13h, par les opérateurs de stockage à la demande des GRT de gaz naturel, sur les stockages en amont des congestions et à compter du 1er novembre 2023 ;
- la restriction anticipée : elle est mise en œuvre dans l'hypothèse où des restrictions mutualisées seraient déclenchées cinq jours d'affilée au moins, le dernier jour étant ouvré, et à compter du 1er novembre 2023 ;
- l'ouverture du mécanisme UIOLI au PIR Dunkerque en cas d'appel de spread localisé pour l'hiver 2023/2024 par GRTgaz.

1.4. Bilan sur le fonctionnement de la TRF en Hiver 2023-2024

L'hiver 2023-2024 a été marqué par des baisses d'entrées de gaz au PIR Dunkerque (environ 400 GWh/j, contre 500 GWh/j habituellement), couplées à des consommations en augmentation en amont de SN3. Ces baisses d'entrée de gaz à Dunkerque résultaient d'un arbitrage des arrivées de gaz norvégien en faveur du Royaume Uni notamment, en raison d'un prix du PEG inférieur aux autres places de marché d'Europe du Nord.
Cette configuration a conduit à 28 jours de congestions sur les limites SN1 et SN3 sur deux périodes (42 jours en hiver 2022-23) :

- 1re vague du 22 novembre au 15 décembre 2023 ;
- 2e vague du 8 janvier au 18 janvier 2024.

Les mécanismes de gestion des congestions prévus dans la délibération de la CRE du 12 octobre 2023, ont fonctionné et contribué positivement à la gestion des congestions en hiver 2023-2024.
Le volume total des congestions traitées par les mécanismes de spread localisé ou de swap stockage s'élèvent à 2,5 TWh en cumulé (contre 5,1 TWh en hiver 2022-23), pour un montant d'environ 9,6 M€ (54,6 M€ en hiver 2022-23).
Contrairement à l'année précédente, il n'y a eu aucune restriction mutualisée de capacité au cours de l'hiver 2023-2024.
Les GRT ont présenté un retour d'expérience de ces mécanismes de gestion des congestions en Concertation gaz le 31 mai 2024. A cette occasion, les utilisateurs des réseaux de transport se sont exprimés favorablement sur le fonctionnement de ces mécanismes.
Les GRT ont seulement demandé des évolutions mineures sur le swap stockage et sur l'ouverture du UIOLI au PIR Dunkerque pour l'hiver 2023-2024. Celles-ci font l'objet de cette délibération.

2. Présentation et analyse des demandes des GRT
   2.1. Swap stockage

GRTgaz et Storengy demandent de reconduire un mécanisme de swap (échange) stockage.
Rappel du mécanisme :
Le mécanisme se déroule en deux phases. La première phase a lieu avant l'apparition d'éventuelles congestions de sens Sud-Nord. Storengy augmente légèrement le niveau physique des stockages situés en aval des congestions probables, au-delà du niveau commercial. Symétriquement, Storengy diminue légèrement le niveau physique des stockages situés en amont des congestions par rapport au niveau commercial.
L'objectif est de constituer une réserve de gaz dans les stockages au nord de la congestion. Lorsque celle-ci se produit, le mouvement inverse est réalisé afin de pouvoir la résorber dans la limite de la réserve préalablement constituée.
Ces règles de fonctionnement doivent permettre de ne pas compromettre l'offre commerciale des opérateurs de stockage. En particulier, les quantités de gaz ayant été mobilisées par le mécanisme de swap sont restituées au stockage d'origine avant la fin du mois de mars, afin que les opérateurs de stockage puissent respecter leurs engagements contractuels ainsi que les conditions de maintien de la performance des sites concernés.
Phase 1 : Avant la période de congestion, le transfert de gaz des stockages situés en amont des congestions Sud vers Nord vers les stockages en aval n'est réalisé qu'après les actions prioritaires suivantes :

- la réalisation des nominations des utilisateurs des stockages et de l'offre des opérateurs de stockages ;
- l'optimisation des mouvements de gaz des stockages.

Le mécanisme de swap est mis en œuvre par les stockeurs et serait interruptible (y compris en cours de journée dans le cas de renominations des utilisateurs des stockages).
Phase 2 : En cas de congestion, la réserve constituée en aval est utilisée en opérant les actions symétriques à celles de la phase 1, avec un sur-soutirage sur les stockages du Nord et un moindre soutirage sur ceux du Sud. Le mécanisme serait activé en J-1 pour J, à la demande des GRT, lorsqu'ils anticipent un niveau de congestion non résorbable par l'arrêt des ventes et coupure de l'interruptible. Comme lors de la phase 1, le swap ne pourrait être activé qu'après les actions prioritaires suivantes :

- la réalisation des nominations des utilisateurs des stockages et de l'offre des opérateurs de stockages ;
- l'optimisation des mouvements de gaz des stockages.

Le mécanisme est, là encore, à la main des stockeurs et interruptible (y compris en cours de journée).
Avec ce mécanisme, les stockages contribuent à résorber les congestions, ils ont en conséquence une capacité physique disponible réduite pour répondre à un appel de spread localisé. Les GRT adaptent leur demande de spread localisé en en prenant compte.
Bilan du mécanisme de swap stockage en hiver 2023-2024 :
Un bilan du mécanisme de swap stockage en hiver 2023-2024 a été présenté en Concertation Gaz par GRTgaz le 31 mai 2024.
En novembre 2023, les stockages de Storengy étaient pleins avec peu de nominations de soutirage sur les stockages du nord. Aucun transfert de gaz entre les stockages du Nord et du Sud n'était donc possible. Aucune réserve de gaz n'a pu être constituée au Nord avant la première vague de congestion entre fin novembre et mi-décembre 2023.
Durant la dernière semaine de décembre 2023 et les deux premières semaines de janvier 2024, Storengy a pu constituer une réserve de gaz au nord (sur le groupement de stockages Sédiane Nord) d'environ 800 GWh (en diminuant symétriquement le niveau du groupement de stockages Serene Atlantique au Sud). Cette réserve a pu être utilisée durant la deuxième vague de congestion. GRTgaz a fait 5 fois appel au swap, pour un volume cumulé de 130 GWh.
Le coût de la prestation de swap fournie par Storengy à GRTgaz s'est élevé à [SDA] k€. Sans cette prestation, GRTgaz aurait dû recourir à des spreads localisés pour un montant estimé à 405 k€.
Storengy estime qu'il n'y a pas eu suffisamment d'utilisations pour déterminer définitivement les modalités du mécanisme et demande de reconduire le dispositif pour l'hiver 2024-2025.
Lors de la Concertation Gaz du 31 mai 2024, les acteurs ont considéré que ce mécanisme devait être maintenu.

Analyse CRE

La CRE estime que le swap stockage est un mécanisme efficace et peu coûteux pour le système, au vu des coûts évités de spread localisés en hiver 2023-2024. De plus, il n'a pas eu d'impact sur la réalisation de l'offre commerciale de Storengy.
Les conditions de fonctionnement du swap dépendent des nominations, et ne sont pas reproductibles d'une campagne à l'autre.
La prestation de swap fournie par Storengy à GRTgaz pour l'année 2024-2025 a évolué (10) pour tenir compte du retour d'expérience de l'année 2023-2024.
[SDA]
La CRE est favorable à ces évolutions, qui permettront un meilleur dimensionnement du mécanisme de swap stockage pour l'hiver 2024-2025.
Ainsi, la CRE considère pertinent de reconduire le mécanisme de swap stockage pour l'hiver 2024-2025. Il se limitera pour l'hiver 2024-2025 au périmètre des capacités commercialisées par Storengy et sera opéré par l'opérateur de stockage.
Un suivi du mécanisme de swap stockage sera effectué par Storengy et GRTgaz, et partagé avec la CRE. Un retour d'expérience sera présenté en Concertation Gaz à la fin du premier semestre 2025. A la suite de ce retour d'expérience, la CRE étudiera d'éventuelles évolutions du fonctionnement et du dimensionnement du mécanisme de swap stockage.

2.2. Ouverture du UIOLI sur le PIR Dunkerque

Rappel du mécanisme :
En 2023, GRTgaz et Teréga ont demandé qu'en cas d'appel de spread localisé pour résorber une congestion du Sud vers le Nord, un mécanisme de UIOLI soit utilisé pour permettre aux acteurs de souscrire des capacités supplémentaires en infra-quotidien en entrée au PIR Dunkerque.
Cela permet aux expéditeurs d'acquérir de la capacité en entrée, en dehors des enchères PRISMA, dont les horaires de vente sont peu compatibles avec la nomination de capacités au titre du spread localisé.
Les acteurs se sont exprimés favorablement sur cette mesure (11), et la CRE a décidé par sa délibération n° 2023-318 (12) du 12 octobre 2023, de permettre l'ouverture du UIOLI au PIR Dunkerque uniquement lors des appels de spread localisé.
Toutefois, pour l'hiver 2023-2024, GRTgaz a dû mettre en place une solution provisoire, qui a consisté à ouvrir le UIOLI sur le PIR Dunkerque dès le premier appel de spread localisé, et le maintenir ouvert jusqu'à la fin de la campagne de soutirage.
Par souci de simplicité et pour favoriser la bonne compréhension du mode d'allocation des capacités par les expéditeurs, GRTgaz estime préférable de maintenir la solution provisoire mise en œuvre durant l'hiver 2023-2024. GRTgaz considère en effet qu'ouvrir le UIOLI au PIR Dunkerque uniquement en cas de recours au spread localisé induirait des changements de mode d'allocation trop fréquents qui pourraient ne pas être bien compris par les utilisateurs.
Lors de la Concertation Gaz du 31 avril 2024, les acteurs ont soutenu la demande de GRTgaz.
Ainsi GRTgaz demande pour l'hiver 2024-2025 de remplacer ce dispositif, à compter du 1er novembre 2024, par l'ouverture, dès le 1er novembre de l'année N, du mécanisme UIOLI au PIR Dunkerque pour l'allocation de capacités supplémentaires en infra-quotidien, par GRTgaz, et de le suspendre à la fin de la campagne de soutirage ou à la demande de la CRE.

Analyse CRE

L'ouverture du UIOLI au PIR Dunkerque permet aux expéditeurs susceptibles d'acheminer du gaz via le PIR Dunkerque, de répondre aux appels de spreads localisés des GRT. Cette mesure contribue donc à améliorer l'efficacité des appels de spreads localisés pour résoudre une congestion Sud → Nord. Elle permet de moins solliciter les stockages au nord des congestions et d'augmenter les arrivées physiques de gaz au PIR Dunkerque.
La CRE estime, par ailleurs, que la solution demandée par GRTgaz ne dégrade pas la disponibilité des capacités en dehors des jours de congestion.
La CRE est également favorable à un mode d'acquisition des capacités supplémentaires au PIR Dunkerque aussi lisible que possible pour les expéditeurs. La CRE est donc en faveur du maintien du même mode d'acquisition des capacités durant tout l'hiver.
La CRE décide de mettre fin au dispositif, prévu par la délibération n° 2023-318 du 12 octobre 2023, d'ouverture du mécanisme UIOLI au PIR Dunkerque pour l'allocation de capacités supplémentaires en infra-quotidien en cas d'appel de spreads localisés, par GRTgaz. La CRE décide de remplacer ce dispositif, à compter du 1er novembre 2024, par l'ouverture, dès le 1er novembre de l'année N, du mécanisme UIOLI au PIR Dunkerque pour l'allocation de capacités supplémentaires en infra-quotidien, par GRTgaz, et de le suspendre à la fin de la campagne de soutirage ou à la demande de la CRE.

Décision de la CRE

En application des dispositions de l'article L. 134-2 du code de l'énergie, la Commission de régulation de l'énergie (CRE) « précise […] les règles concernant […] les missions des gestionnaires de réseaux de transport […] de gaz naturel en matière d'exploitation et de développement de ces réseaux », « les missions […] des opérateurs de stockages souterrains de gaz naturel » ainsi que « les conditions d'utilisation des réseaux de transport […] de gaz naturel ».
Par la présente délibération, la CRE précise les modalités de fonctionnement de la zone de marché unique de gaz en France.
Swap stockage :
La CRE décide de la reconduction du mécanisme de swap stockage, tel que décrit dans la partie 2.1 de la présente délibération, pour l'hiver 2024-2025, et qui se limitera au périmètre des capacités commercialisées par Storengy et sera opéré par l'opérateur de stockage.
Ouverture du UIOLI sur le PIR Dunkerque :
La CRE décide de mettre fin au dispositif prévu par la délibération n° 2023-318 du 12 octobre 2023, de l'ouverture du mécanisme UIOLI au PIR Dunkerque pour l'allocation de capacités supplémentaires en infra-quotidien en cas d'appel de spreads localisés, par GRTgaz. La CRE décide de remplacer ce dispositif, à compter du 1er novembre 2024, par l'ouverture, dès le 1er novembre de l'année N, du mécanisme UIOLI au PIR Dunkerque pour l'allocation de capacités supplémentaires en infra-quotidien, par GRTgaz, et de le suspendre à la fin de la campagne de soutirage ou à la demande de la CRE.
La présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française et transmise à la ministre de la transition énergétique. Elle sera par ailleurs publiée sur le site internet de la CRE et notifiée à GRTgaz, Teréga, Elengy, Fosmax LNG, Dunkerque LNG, TELSF, Storengy et Géométhane.