1. Evolution de l'organisation des places de marché

Au cours de la prochaine période tarifaire, le schéma d'ensemble des réseaux de GRTgaz et de TIGF évoluera de la façon suivante.
Au 1er avril 2013, un PEG Nord unique est créé par agrégation des anciens PEG Nord B et Nord H. Cette évolution rend possible les échanges de gaz B et de gaz H sans distinction de qualité sur le PEG Nord.
Au 1er avril 2015, les PEG GRTgaz Sud et TIGF sont fusionnés. Ce PEG commun pourra être mis en œuvre en s'inspirant du modèle de « trading region », qui permet le maintien de deux zones d'équilibrage indépendantes GRTgaz Sud et TIGF au sein d'une même place de marché.
Ces décisions s'inscrivent dans le cadre du modèle cible pour le marché européen du gaz (Gas target model) qui préconise la mise en œuvre de places de marché efficaces et leur interconnexion. Ces objectifs sont rappelés par les orientations de politique énergétique transmises par la ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie.

1.1. Création d'une place de marché commune (PEG Nord) pour les gaz H et B

La perte de revenu liée à l'arrêt de la facturation par GRTgaz aux expéditeurs du service de conversion de gaz H en gaz B, estimée à environ 8 M€ par an sur la période ATRT5, sera répercutée sur l'ensemble des termes du tarif de GRTgaz.
Le tarif de conversion contractuelle de gaz B en gaz H appliqué aux expéditeurs émettant sur le réseau B une quantité de gaz B supérieure à la consommation totale de leurs clients raccordés au réseau B est fixé à 1 €/MWh. Il s'applique au-delà d'une tolérance journalière fixée dans la partie tarifaire de la présente décision tarifaire, sur la base des travaux menés en concertation Gaz. Il ne s'applique pas au(x) expéditeur(s) fournissant à GRTgaz la prestation de conversion de gaz H en gaz B. Par ailleurs, il ne s'applique pas aux quantités de gaz produites sur le réseau B.
GRTgaz devra définir des règles de gestion du bilan gaz B pour le(s) expéditeur(s) fournissant la prestation de conversion de gaz H en gaz B. Les autres orientations présentées par la CRE dans sa délibération du 29 mai 2012 sont reprises dans la partie « Tarif » de la présente décision tarifaire.

1.2. Création d'une place de marché commune (PEG Sud)
aux zones d'équilibrage GRTgaz Sud et TIGF

Les analyses présentées par GRTgaz et TIGF en concertation Gaz ne font pas apparaître de difficulté technique majeure pour créer un PEG commun GRTgaz Sud-TIGF au 1er avril 2015. Les modalités de gouvernance du PEG commun doivent toutefois faire l'objet d'analyses complémentaires, qui seront menées au premier semestre 2013 avec les deux GRT et en concertation avec les acteurs de marché.
Pour préparer cette évolution, le terme tarifaire à l'interface entre les zones TIGF et GRTgaz Sud diminuera progressivement pour atteindre 0 au 1er avril 2015. Au 1er avril 2013, la somme de ces termes est fixée à 100 €/MWh/jour/an au lieu de 140 €/MWh/jour/an précédemment. La baisse de 40 €/MWh/jour/an est répartie de façon égale entre GRTgaz et TIGF.
Le tarif de sortie vers l'Espagne aux points d'interconnexion de Larrau et Biriatou est fixé de façon à ce que le prix du transport de gaz du nord de la France jusqu'à l'Espagne augmente autant que le tarif moyen de transport au 1er avril 2013, soit + 8,1 %.
La création au 1er avril 2015 du PEG commun conduira à une mise en concurrence directe des opérateurs de stockage présents sur les zones GRTgaz Sud et TIGF. Cette évolution est cohérente avec le régime négocié en vigueur en France pour l'accès aux stockages souterrains.
Les termes tarifaires aux PITS sur les réseaux des deux GRT présentent aujourd'hui un écart très important, ce qui pourrait limiter la concurrence effective entre les différents opérateurs de stockage. La CRE mènera au premier semestre 2013 une étude approfondie avec les opérateurs de transport et de stockage pour définir la cible la plus pertinente à l'horizon 2015 pour ces termes tarifaires, au regard des coûts générés par les infrastructures de stockage pour les GRT, des caractéristiques du service rendu par les GRT et du bon fonctionnement du marché.
La CRE procède au 1er avril 2013 à un rapprochement modéré des tarifs aux PITS des zones GRTgaz Sud et TIGF, soit, toutes choses égales par ailleurs, + 10 % aux PITS de la zone GRTgaz Sud et ― 10 % aux PITS de la zone TIGF. Ces évolutions n'augmentent pas, globalement, les coûts d'accès aux réseaux de transport pour les utilisateurs des stockages souterrains en France.
Cette décision tient compte des orientations de politique énergétique françaises transmises par la ministre de l'écologie, du développement durable et de l'énergie, selon lesquelles, pour contribuer à la sécurité d'approvisionnement, les évolutions structurelles du réseau de transport ne devraient pas entraîner de dégradation de l'attractivité des stockages souterrains.
Les écarts de revenus liés aux évolutions décrites précédemment sont compensés de façon homogène sur l'ensemble des autres termes tarifaires de GRTgaz et TIGF.

1.3. Prise en compte de la création à terme d'un PEG France unique

Pour préparer la mise en place, à l'horizon 2018, d'une seule place de marché en France, le tarif de la liaison Nord-Sud de GRTgaz est maintenu à son niveau actuel en euros courants. Conformément à la délibération du 19 juillet 2012 précitée, la CRE a retenu dans la trajectoire tarifaire les coûts d'étude et d'investissement du projet de doublement de l'artère de Bourgogne.
En outre, la mise en œuvre éventuelle par GRTgaz d'outils contractuels destinés à réduire la congestion entre les zones Nord et Sud fera l'objet d'une délibération spécifique de la CRE qui définira notamment les modalités de couverture des coûts induits.

1.4. Service de transfert proposé par Storengy

Storengy a procédé au cours de l'été 2012 à la commercialisation d'un service de transfert de quantités de gaz en stock du groupement Sediane Littoral, situé en zone GRTgaz Nord, vers celui de Serene Sud, situé en zone GRTgaz Sud. A la suite de la délibération de la CRE du 26 juillet 2012 (3), GRTgaz et Storengy ont proposé, en concertation Gaz, un indicateur permettant de quantifier l'impact du service de transfert sur la disponibilité des capacités interruptibles sur la liaison Nord vers Sud. Les résultats de cet indicateur pour l'été 2012 indiquent que le recours au service de transfert n'a conduit à aucune réduction des capacités interruptibles sur la liaison Nord-Sud.
Le service de transfert peut donc être maintenu, sans incidence sur la structure tarifaire du transport de gaz en France. Il pourra être interrompu si l'indicateur de suivi proposé par GRTgaz et Storengy montre une réduction des capacités interruptibles à la liaison Nord vers Sud.

(3) Délibération de la CRE du 26 juillet 2012 relative au service de transfert de quantités de gaz en stock du groupement Sediane Littoral vers le groupement Serene Sud commercialisé par Storengy.