1. Contexte

Les règles actuelles de commercialisation des capacités de transport à la liaison entre les zones Nord et Sud de GRTgaz ainsi qu'à l'interface entre GRTgaz et TIGF ont été fixées par délibération de la Commission de régulation de l'énergie (CRE) en date du 7 juillet 2011. L'élaboration de ces règles a fait l'objet d'un travail approfondi de concertation et d'une consultation publique qui ont conduit à commercialiser ces capacités sur la base d'un mécanisme de prorata « amélioré » et de tours successifs d'allocation permettant de donner davantage de visibilité aux expéditeurs, notamment à ceux ayant un besoin limité (inférieur ou égal à 1,5 GWh/j). La mise en œuvre de ces règles s'est déroulée de façon satisfaisante en 2010 et en 2011.
Toutefois, les conditions de marché dans le sud de la France ont évolué au cours des derniers mois. L'écart des prix day-ahead entre le point d'échange de gaz (PEG) Nord et le PEG Sud a fortement augmenté depuis le 1er avril 2012, le prix au PEG Sud étant plus cher. Cet écart de prix observé sur la bourse Powernext Gas Spot a été en moyenne de 0,16 €/MWh en 2011. Il est en moyenne de 2,7 €/MWh depuis le 1er avril 2012 et a dépassé à plusieurs reprises le niveau de 6 €/MWh. Cette situation peut s'expliquer, notamment, par la baisse significative des importations de GNL et par le niveau élevé des exportations de gaz à destination du marché espagnol qui entraînent une congestion de la liaison Nord-Sud dans le sens Nord vers Sud.
La CRE a annoncé fin juillet 2012 le lancement d'une enquête sur les conditions de formation du prix de gros dans le sud de la France.
Compte tenu de ces circonstances, les conditions d'accès à la liaison entre les zones Nord et Sud de GRTgaz, dans le sens Nord vers Sud, revêtent une importance toute particulière pour le bon fonctionnement du marché en zones GRTgaz Sud et TIGF.
Entre le 30 juillet 2012 et le 7 septembre 2012, les projets de règles de commercialisation des capacités de transport à la liaison entre les zones Nord et Sud de GRTgaz et à l'interface entre GRTgaz et TIGF proposés par GRTgaz et TIGF ont fait l'objet d'une consultation publique menée par la CRE. Vingt-trois contributions ont été reçues : quatre de clients finaux raccordés au réseau de transport, dix d'expéditeurs, trois d'associations et six de gestionnaires d'infrastructures de gaz.

2. Affectation de capacités interruptibles au couplage de marché
   entre le PEG Nord et le PEG Sud à partir du 1er avril 2013
   2.1. Proposition de GRTgaz

Compte tenu de la congestion physique observée à la liaison Nord―Sud dans le sens Nord vers Sud, GRTgaz propose de ne plus dédier au mécanisme de couplage de marché, à partir du 1er avril 2013, 14,5 GWh/j de capacités fermes, mais 30 GWh/j de capacités interruptibles. Concernant le sens Sud vers Nord, en l'absence de congestion, GRTgaz propose de maintenir l'affectation de 14,5 GWh/j de capacités fermes au mécanisme de couplage.
GRTgaz propose que ces 30 GWh/j soient soustraits du volant de capacités interruptibles pluriannuelles disponibles à compter du 1er avril 2013 (1).
Leur disponibilité sera définie, chaque jour, dans les mêmes conditions que la capacité interruptible classique.

2.2. Consultation publique

L'ensemble des contributeurs se déclare favorable à la pérennisation, au-delà du 1er avril 2013, du mécanisme de couplage de marché.
Une large majorité de contributeurs approuve la proposition de GRTgaz d'affecter un volant de capacités interruptibles au mécanisme de couplage de marché. Toutefois, certains contributeurs souhaitent que seules les éventuelles capacités qui resteraient invendues à l'issue des phases de commercialisation soient affectées au couplage de marché.

2.3. Analyse de la CRE

La CRE considère que le retour d'expérience sur le mécanisme de couplage de marché est positif en ce qui concerne l'animation du marché et le développement de la liquidité en zone Sud, même si les effets en sont difficilement quantifiables.
Ce mécanisme a toutefois l'inconvénient de réduire la capacité disponible pour les autres moyens d'allocation. Dans le contexte actuel de congestion de la liaison Nord vers Sud, la CRE juge préférable de ne pas réduire le volume de capacités fermes commercialisables. Elle approuve donc la proposition de GRTgaz d'affecter des capacités interruptibles au couplage de marché.
Par ailleurs, la CRE a observé récemment que toute la capacité affectée au couplage de marché n'est pas systématiquement vendue, même en cas de niveaux de spreads élevés. De ce fait, les flux entre le nord et le sud du territoire ne sont pas à leur niveau maximum, ce qui, dans la situation de congestion actuelle, n'est pas souhaitable.
En conséquence, la CRE retient le schéma suivant :
30 GWh/j de capacités annuelles interruptibles seront réservées pour une affectation au couplage de marché pour la période du 1er avril 2013 au 31 mars 2014 ;
la CRE demande à GRTgaz, en coordination avec Powernext, de présenter en concertation gaz, avant la fin de l'année 2012, un bilan complet du fonctionnement et des résultats du couplage de marché.

(1) Sur un volant global de 122,9 GWh/j de capacités interruptibles pluriannuelles disponibles à partir du 1er avril 2013.