Délibération n° 2018-258 du 13 décembre 2018 portant décision relative aux modalités d'accès à la zone desservie en gaz à bas pouvoir calorifique (« gaz B »)

JORF n°0300 du 28 décembre 2018
texte n° 162



Délibération n° 2018-258 du 13 décembre 2018 portant décision relative aux modalités d'accès à la zone desservie en gaz à bas pouvoir calorifique (« gaz B »)

NOR: CREE1835193X
ELI: Non disponible


Participaient à la séance : Jean-François CARENCO, président, Catherine EDWIGE, Jean-Laurent LASTELLE et Jean-Pierre SOTURA, commissaires.
En application des points 1° et 4° 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 » ainsi que « les conditions d'utilisation des réseaux de transport […] de gaz naturel […] ».
En application du point 4° de l'article L. 134-3 du code de l'énergie, la CRE approuve « les règles techniques et financières élaborées par les opérateurs et relatives à l'équilibrage des réseaux de gaz naturel […] ».
La présente délibération porte sur les conditions d'accès à la zone desservie en gaz à bas pouvoir calorifique (« gaz B ») durant la période de conversion vers une alimentation en gaz à haut pouvoir calorifique (« gaz H ») prévue pour s'achever en 2029.
La zone desservie en gaz B (« zone B ») fait partie d'une zone de marché et d'équilibrage commune avec la zone desservie en gaz H (« zone H ») depuis 2013. GRTgaz propose ainsi un service de conversion de gaz H en gaz B, afin que tous les expéditeurs puissent alimenter les consommateurs en gaz B comme s'ils les alimentaient en gaz H. Pour permettre ce service de conversion, Engie fournit à GRTgaz depuis 2005 une prestation d'échange de gaz H en gaz B. Dans le cadre des engagements pris par Engie en 2009 auprès de la Commission Européenne, cette prestation est garantie jusqu'à fin 2023 mais pas au-delà.
Dans ce contexte, la présente délibération fait évoluer les modalités de fonctionnement de la zone B pour permettre à tous les expéditeurs de continuer à bénéficier d'un accès simple et transparent à la zone B jusqu'en 2029. Ces modalités permettent de maintenir la fusion contractuelle des zone B et H, de prolonger et d'adapter la prestation d'échange de gaz H en gaz B fournie par Engie à GRTgaz et de simplifier l'accès aux infrastructures physiques en gaz B.
Pour préparer ces évolutions, la CRE a mené une consultation publique du 25 octobre au 26 novembre 2018 (1), afin de présenter sa proposition et de recueillir l'avis des acteurs de marché. Les réponses non confidentielles à cette consultation publique sont publiées sur le site internet de la CRE.


SOMMAIRE


1. Rappel du contexte
1.1. Conditions actuelles d'accès à la zone desservie en gaz B
1.2. La zone B va être progressivement convertie en gaz H entre 2018 et 2029
1.3. La prestation d'échange de gaz H en gaz B pourrait être remise en cause après 2023
2. Synthèse des réponses à la consultation publique
3. Evolution des modalités de fonctionnement de la zone B
3.1. Principes généraux
3.1.1. Périmètre des consommations en zone B couvert par le service de conversion de gaz H en gaz B
3.1.2. Evolution du coût de la prestation d'échange de gaz H en gaz B
3.1.3. Accès des tiers aux infrastructures en gaz B
3.2. Conséquences sur le tarif ATRT
Décision de la CRE


1. Rappel du contexte
1.1. Conditions actuelles d'accès à la zone desservie en gaz B


Une partie de la région des Hauts-de-France est actuellement alimentée par du gaz naturel à bas pouvoir calorifique (ci-après « gaz B »). Les 1,3 millions de consommateurs alimentés en gaz B consomment en moyenne 42 TWh par an, représentant environ 10 % de la consommation française de gaz naturel. Le reste du territoire français est alimenté en gaz à haut pouvoir calorifique (ci-après « gaz H »).
Les réseaux de gaz B et de gaz H sont physiquement distincts. Sur le réseau de gaz B, le gaz provient du seul Point d'interconnexion réseau (PIR) Taisnières B. Il est issu principalement du gisement de Groningue aux Pays-Bas et transite par la Belgique. Le réseau de gaz B compte également un stockage à Gournay, opéré par Storengy, ainsi que des outils de conversion physique : le convertisseur de pointe H vers B de Loon-Plage et les adaptateurs de gaz B en gaz H, qui appartiennent à GRTgaz.
Compte tenu des contraintes d'accès au réseau de gaz B, le tarif de transport de GRTgaz (dit « tarif ATRT ») propose depuis 2005 un service de conversion contractuelle de gaz H en gaz B, qui permet aux expéditeurs ne disposant pas d'un approvisionnement en gaz B d'alimenter contractuellement des consommateurs raccordés au réseau de gaz B.
Afin de fournir ce service, GRTgaz a conclu le 26 avril 2005 un contrat avec Gaz de France (désormais Engie) portant sur une prestation d'échange de gaz H en gaz B. Ce contrat a été approuvé par la CRE dans le cadre de la décision du 26 janvier 2012 (2) portant certification de la société GRTgaz au titre des articles L. 111-17 et L. 111-18 du code de l'énergie. En application de ce contrat, Engie exécute un service de conversion consistant à recevoir des quantités de gaz H en un point d'échange virtuel H et à restituer des quantités de gaz B de contenu énergétique équivalent en un point virtuel de conversion B.
Dans le cadre des engagements qu'Engie a pris auprès de la Commission Européenne en 2009 (3), dans le cadre de la procédure COMP/B-1/39.316 ouverte à son encontre, Engie s'est notamment engagé « à continuer le service de swap de Gaz H en Gaz B fourni à GRTgaz dans des conditions financières raisonnables sensiblement identiques aux conditions en vigueur […] pour que celui-ci puisse pérenniser le service régulé de conversion de Gaz H en Gaz B, qui permet à un expéditeur disposant de Gaz H d'échanger celui-ci contre du Gaz B, afin d'alimenter des clients desservis en Gaz B ». Cet engagement est applicable jusqu'au 1er octobre 2023.
La zone desservie en gaz B (ci-après « zone B ») a fait l'objet d'une fusion contractuelle avec la zone H en 2013. Auparavant, le service de conversion de gaz H en gaz B de GRTgaz devait être souscrit auprès de GRTgaz par chaque fournisseur en fonction des consommations de ses clients sur la zone B et était en partie directement facturé aux fournisseurs, l'autre partie de son coût étant couverte par le tarif de transport. Depuis la fusion, les expéditeurs ont la responsabilité de s'équilibrer à l'échelle d'un périmètre d'équilibrage unique, en gaz H. GRTgaz continue de fournir le service de conversion de gaz H en gaz B aux fournisseurs qui ne disposent pas de gaz B en ayant recours à la prestation d'échange de gaz H en gaz B réalisée par Engie. Cependant, le coût de ce service n'est plus facturé directement aux fournisseurs ayant des clients en zone B mais intégralement couvert par le tarif de transport. Engie conserve néanmoins l'obligation d'alimenter en gaz B ses propres clients raccordés au réseau B.
Alors que les conditions d'alimentation physique de la zone et l'existence d'une unique source d'approvisionnement physique en gaz B auraient pu empêcher la possibilité pour les acteurs alternatifs d'alimenter dans des conditions économiques satisfaisantes leurs clients en zone B, le service de conversion de gaz H en gaz B mis en place en 2005 a permis un développement de la concurrence sensiblement identique à celui observé sur le reste du réseau de gaz.


1.2. La zone B va être progressivement convertie en gaz H entre 2018 et 2029


La déplétion progressive du gisement de Groningue ne permet pas d'envisager un approvisionnement en gaz B entre les Pays-Bas et la France au-delà de 2029. En outre, les risques sismiques engendrés par l'extraction de gaz B du gisement pourraient conduire le gouvernement néerlandais à réduire encore plus rapidement la production de gaz B.
Afin d'assurer la continuité d'approvisionnement des consommateurs sur la partie du réseau de transport de gaz naturel actuellement alimentée par du gaz B, il est nécessaire de convertir cette partie du réseau pour lui permettre d'accepter du gaz H.
Les gestionnaires des infrastructures concernées par cette adaptation (GRTgaz pour le réseau de transport, Storengy pour le stockage de Gournay, ainsi que GRDF, SICAE de la Somme et du Cambraisis et Gazélec de Péronne pour les réseaux de distribution) ont soumis à la CRE en 2016 un projet de plan de conversion, qui a fait l'objet d'une évaluation technico-économique par la CRE. Sur la base des résultats de cette étude, la CRE a rendu un avis favorable sur ce plan de conversion dans sa délibération du 21 mars 2018 (4). Il prévoit une conversion progressive de l'ensemble de la zone de 2021 jusqu'en 2029 au plus tard.
Dans le cadre de la conversion de la zone de gaz B en gaz H, il sera donc nécessaire d'alimenter en gaz B un nombre décroissant de consommateurs jusqu'en 2029, avec des infrastructures en gaz B de plus en plus réduites.


1.3. La prestation d'échange de gaz H en gaz B pourrait être remise en cause après 2023


L'engagement relatif au gaz B pris par Engie auprès de la Commission Européenne en 2009 est applicable jusqu'au 1er octobre 2023. Au-delà de cette date, Engie ne sera plus tenu de fournir à GRTgaz la prestation d'échange de gaz H en gaz B et envisage de ne plus assurer cette prestation dans les conditions actuelles dont il conteste depuis plusieurs années certaines modalités.


En l'absence d'une telle prestation, chaque expéditeur devrait alimenter directement en gaz B ses clients consommant du gaz B, ce qui présente les difficultés suivantes :
- pour les fournisseurs : une défusion de la zone B, chaque expéditeur devant alors s'équilibrer au seul périmètre de la zone B et assurer l'alimentation physique de ses propres clients dans cette zone. La CRE considère qu'une telle complexité amènerait à un risque fort de retour en arrière en matière de concurrence sur la fourniture ;
- pour GRTgaz : une gestion complexe de la zone, en particulier dans le cadre de la conversion et donc de l'évolution des consommateurs alimentés en zone B.


Dans ce contexte, la CRE a consulté les acteurs sur une proposition de modalités techniques et financières permettant de pérenniser le fonctionnement actuel de la zone B au-delà de 2023.


2. Synthèse des réponses à la consultation publique


Dans le cadre de la consultation publique qui s'est déroulée entre le 25 octobre et le 26 novembre 2018, 11 contributions ont été adressées à la CRE :
- 7 proviennent d'expéditeurs et d'associations d'expéditeurs ;
- 3 proviennent de gestionnaires d'infrastructures ;
- 1 provient d'une autre association.


Il ressort des réponses à la consultation publique que les acteurs de marché, expéditeurs comme opérateurs d'infrastructures, sont satisfaits des règles d'accès à la zone B en vigueur. Ils soulignent que ces règles ont permis d'assurer l'ouverture à la concurrence dans la zone B et sont indispensables au bon fonctionnement du marché. Pour sa part, Engie estime qu'il devrait également bénéficier du service de conversion de gaz H en gaz B de GRTgaz, comme l'ensemble des fournisseurs alternatifs.
En conséquence, la proposition de la CRE visant à pérenniser le fonctionnement actuel de la zone B au-delà de 2023 fait consensus. Néanmoins, plusieurs expéditeurs sont opposés à l'extension dès le 1er avril 2017 du périmètre du service de conversion de gaz H en gaz B à l'ensemble des consommateurs, voire à toute extension de ce périmètre avant 2023.


3. Evolution des modalités de fonctionnement de la zone B
3.1. Principes généraux
3.1.1. Périmètre des consommations en zone B couvert par le service de conversion de gaz H en gaz B


Actuellement, seuls les fournisseurs alternatifs peuvent bénéficier du service de conversion de gazH en gaz B proposé par GRTgaz. Pour sa part, Engie doit alimenter directement par lui-même en gaz B ses clients et ne peut bénéficier du service de conversion de gaz H en gaz B. De même, les fournisseurs peuvent faire le choix de ne pas recourir au service de conversion de gaz H en gaz B de GRTgaz et d'acheminer eux-mêmes le gaz B pour alimenter leurs clients. Dans les faits, ce mode d'alimentation a été très peu utilisé par les fournisseurs alternatifs.
Pour simplifier le fonctionnement de la zone et répondre à la demande d'Engie de pouvoir accéder à la prestation d'échange de gaz H en gaz B contractualisée par GRTgaz, la CRE a proposé dans la consultation publique une extension du périmètre couvert par le service de conversion de gaz H en gaz B à l'ensemble des consommations de la zone B. Ainsi, la prestation d'échange de gaz H en gaz B deviendrait l'unique source d'alimentation des consommateurs de la zone en gaz B, Engie, comme les autres expéditeurs, n'alimentant plus directement leurs clients en gaz B.
GRTgaz souscrirait ainsi à la prestation d'échange de gaz H en gaz B en dimensionnant son besoin sur la totalité de la consommation de la zone en gaz B à la pointe 2 %, selon les prévisions d'évolution jusqu'à la conversion totale de la zone en gaz H.
L'intégration des consommations des clients d'Engie dans le périmètre du contrat d'échange s'appliquerait à compter de l'entrée en vigueur du tarif ATRT6 au 1er avril 2017.
La majorité des contributeurs à la consultation publique sont favorables à l'extension du périmètre du service de conversion de gaz H en gaz B à l'ensemble des consommateurs en gaz B. Toutefois, trois expéditeurs sont opposés à sa mise en œuvre au 1er avril 2017 proposée dans la consultation publique : deux expéditeurs considèrent que cette extension de périmètre ne devrait pas s'appliquer rétroactivement sur le tarif ATRT6, et un expéditeur y est défavorable avant 2023.
La CRE rappelle que la proposition présentée dans la consultation publique répond bien aux objectifs suivants, approuvés par les expéditeurs ayant répondu à la consultation publique :


- simplifier de manière significative et pérenne jusqu'à la totale conversion de la zone en gaz H le pilotage de la zone B pour GRTgaz dont l'ensemble des consommateurs finals seront physiquement alimentés par une prestation d'échange de gaz H en gaz B. Une telle simplification apparait nécessaire en anticipation de la conversion de la zone en gaz H ;
- ouvrir la possibilité d'un accord avec Engie au-delà de 2023 et donc de la fin de ses engagements auprès de la Commission Européenne, dans la mesure où l'ensemble des expéditeurs, dont désormais Engie, bénéficieraient de cette prestation mutualisée dans le tarif ATRT ;
- maintenir un accès transparent aux clients de la zone B pour les fournisseurs alternatifs, c'est-à-dire de maintenir la fusion des zones B et H.


Néanmoins, les expéditeurs qui s'opposent à la rétroactivité avancent, notamment, les arguments suivants :


- les surcoûts éventuels d'Engie ont déjà été en partie couverts pour ses clients aux tarifs réglementés de vente (TRV). En effet, l'approvisionnement en gaz B est pris en compte dans les coûts permettant de calculer les TRV ;
- Engie a bénéficié en 2018 d'un gain sur le coût de stockage de gaz B, du fait de la commercialisation des capacités aux enchères instaurée dans le cadre de la réforme de l'accès au stockage : les capacités de stockage du site de Gournay ont été vendues pour un prix nul en 2018, alors que le prix de la prestation n'a pas été révisé.


La CRE confirme que le coût d'approvisionnement en gaz B d'Engie est intégré à la formule de détermination des TRV. Pour la période du 1er avril 2017 au 31 décembre 2018, les coûts pris en compte dans cette formule n'ont effectivement pas tenu compte des évolutions contractuelles envisagées.
La CRE a donc procédé à un retraitement de la rémunération contractuelle, par rapport à la proposition présentée dans la consultation publique, à hauteur de 12,8 M€ pour tenir compte du périmètre des coûts qui aurait dû être pris en compte au titre des TRV pour la période du 1er avril 2017 au 31 décembre 2018.
Concernant le coût du stockage en gaz B, historiquement Engie réservait des capacités de stockage en gaz B pour les besoins propres de son portefeuille en gaz B mais aussi pour garantir la pointe des clients des fournisseurs alternatifs en zone B. La prestation fournie par Engie à GRTgaz étant un échange de gaz entre du gaz B et du gaz H, les fournisseurs alternatifs participaient inversement à approvisionner la pointe des clients d'Engie en zone H. Ainsi, le coût du stockage en zone B pour Engie correspond à l'écart de prix entre le stockage en zone B et le stockage en zone H. Cet écart n'a que peu évolué suite à la reforme.


3.1.2. Evolution du coût de la prestation d'échange de gaz H en gaz B


Dans la consultation publique, la CRE a proposé que le prix de la prestation d'échange de gaz H en gaz B soit maintenu au niveau actuel pour la durée des engagements d'Engie. Le contrat prévoit que le prix de la prestation est aujourd'hui composé d'un terme de capacité, fixé à 161,60 €/MWh/j/an, et d'un terme de quantité, fixé à 0,02 €/MWh.
Au terme des engagements d'Engie, soit à partir de 2023, le prix de la prestation d'échange de gaz H en gaz B sera fondé sur une alimentation de la zone B optimisée entre le contrat d'approvisionnement de long terme en gaz B détenu par Engie et le stockage de Gournay.
En particulier, le prix évoluera en fonction du prix du contrat d'approvisionnement d'Engie en gaz néerlandais, du coût de transport jusqu'à la France par la Belgique et du coût des capacités de stockage. Ce prix dépendra donc d'un certain nombre de paramètres dont l'évolution est à ce jour incertaine.
Les contributeurs à la consultation publique sont unanimement favorables à ces dispositions. Plusieurs d'entre eux soulignent l'importance de l'audit de la CRE pour s'assurer que le coût de la prestation retenu dans le tarif de transport est bien optimisé. En particulier, un expéditeur indique que le prix doit tenir compte du prix du stockage plus bas depuis la réforme de l'accès au stockage.
Un autre expéditeur demande que la CRE introduise une régulation incitative visant à contenir une éventuelle augmentation du prix de la prestation.
Le contrat encadrant la prestation d'échange de gaz H en gaz B correspond à la fourniture d'une prestation au GRT par l'entreprise verticalement intégrée. La CRE sera donc formellement saisie pour approbation du contrat par GRTgaz dans le cadre de ses obligations d'indépendance qui découlent de sa certification en modèle ITO (5). Elle veillera ainsi à sa conformité aux dispositions des articles L. 111-17 et L. 111-18 du code de l'énergie, et elle s'assurera en particulier que le prix du contrat reflète les coûts supportés par Engie pour réaliser la prestation.
Concernant l'incitation à maitriser le prix de la prestation, l'évolution du contrat entre GRTgaz et Engie prévoit un partage de risque sur les éléments du prix, en fonction de la maitrise qu'a chacun des deux acteurs sur ces éléments. Engie supportera ainsi la majeure partie des risques liés à l'évolution des coûts d'approvisionnement, tandis que GRTgaz supportera la majeure partie des risques liés à l'évolution des coûts d'infrastructure.
Afin d'assurer l'alimentation de la zone en gaz B, la CRE a proposé dans la consultation publique que la prestation d'échange de gaz H en gaz B porte sur des capacités prévisionnelles jusqu'à la conversion totale de la zone en gaz H, jusqu'en 2029. Les capacités prises en compte seront définies en fonction du plan de conversion, publié dans l'étude technico-économique de mars 2018, et en fonction des prévisions de consommations annuelles à la pointe 2 % de GRTgaz.
Le principe de ce dispositif est que GRTgaz s'engagera également sur le long terme pour permettre à Engie de dimensionner au plus juste son contrat. A cet égard, en cas de besoin de capacités supplémentaires, GRTgaz pourra en souscrire auprès d'ENGIE dans la limite de son contrat d'approvisionnement à long terme.
En réponse à la consultation publique, les gestionnaires d'infrastructures précisent que la conversion de la zone B pourrait suivre un rythme différent par rapport au plan de conversion présenté : le plan de conversion de septembre 2016 proposé par les opérateurs présente un planning de conversion indicatif qui est susceptible d'évoluer à l'issue du retour d'expérience de la phase pilote. A date, seule la phase pilote, qui porte sur 4 secteurs de 2018 à 2020, a fait l'objet de décisions réglementaires. Cette phase d'expérimentation doit permettre de s'assurer de la faisabilité des volumes de conversion annuels envisagés à l'issue de celle-ci, tant au niveau méthodes et procédures que disponibilité des ressources. Il existe donc un risque que les consommations de la zone soient différentes des prévisions réalisées avant le début de la mise en œuvre du plan de conversion.
Par ailleurs, un expéditeur précise qu'il est nécessaire de s'assurer que le périmètre de la prestation se limite au gaz nécessaire et n'englobe pas l'ensemble des volumes du contrat d'approvisionnement d'Engie, si celui est surdimensionné.
Le nouveau cadre contractuel d'échange de gaz H en gaz B présenté en consultation publique permet effectivement de ne prendre en compte que les capacités nécessaires à la couverture des consommations de la zone B, tout en laissant une souplesse à GRTgaz si les consommations annuelles s'écartent des prévisions initiales, notamment en raison d'un changement du plan de conversion de la zone. Ainsi, comme pour le prix, il existe un partage des risques entre GRTgaz et Engie concernant les capacités. L'approvisionnement optimisé se fondant sur un scénario de référence de l'évolution de la consommation en gaz B telle qu'anticipée dans le plan de conversion de la zone et transmis par GRTgaz à Engie, il existe un risque que la consommation évolue de manière différente. Ce risque est partagé entre Engie et GRTgaz.


3.1.3. Accès des tiers aux infrastructures en gaz B


Dans la consultation publique, la CRE a proposé que l'accès aux infrastructures en gaz B (le PIR Taisnières B, le stockage de Gournay, le convertisseur de pointe H vers B de Loon-Plage et les adaptateurs de gaz B en gaz H) demeure ouvert à tous les expéditeurs, de manière transparente et non discriminatoire.
Les expéditeurs qui utiliseront les infrastructures en gaz B auront une obligation de bilan au pas de temps journalier sur le périmètre B. Des pénalités s'appliqueront pour les expéditeurs qui ne respectent pas leur obligation de bilan, court ou long. GRTgaz propose les pénalités suivantes :


- en cas d'écart de bilan positif, inférieur au seuil S, l'expéditeur devrait payer le prix du service quotidien ferme de conversion de gaz B en gaz H multiplié par 5, soit 1 €/MWh (0,2 €/jour par MWh/j × 5) ;
- en cas d'écart de bilan négatif, inférieur au seuil S, l'expéditeur devrait payer le prix du service quotidien ferme de conversion de pointe de gaz H en gaz B multiplié par 5, soit 3,35 €/MWh (161 €/an par MWh/j /8/30 × 5) ;
- en cas d'écart de bilan, positif ou négatif, supérieur au seuil S, l'expéditeur devrait payer un prix dissuasif de 30 €/MWh.


Les seuils proposés pour être appliqués au 1er avril 2019 sont de 5 GWh pour un écart positif (expéditeur long) et de 1 GWh pour un écart négatif (expéditeur court). Ces seuils pourront diminuer au fur-à-mesure de la conversion de la zone, sur la base d'une proposition de GRTgaz qui devra être présentée en Concertation gaz et soumise à la CRE.
Par ailleurs, GRTgaz commercialisera 7,5 GWh/j de capacités rebours à Taisnières B en J-1, à partir du 1er avril 2019. Ce niveau de capacité souscrit est contraint par le minimum technique à Taisnières B (flux physique minimal nécessaire pour le fonctionnement du point).
Ces modalités permettent de maintenir un accès pour des expéditeurs qui veulent utiliser les infrastructures en gaz B, et notamment le stockage de Gournay, en s'assurant que des écarts de bilan ne mettent pas en péril l'alimentation des consommateurs finals de la zone B. Elles n'ont pas fait l'objet de remarques particulières des contributeurs à la consultation publique.


3.2. Conséquences sur le tarif ATRT


En application des modalités définies par la présente délibération, l'ensemble des fournisseurs alimentant des consommateurs en zone B, y compris Engie, bénéficient du service de conversion de gaz H en gaz B. La conséquence financière de cette évolution sur le tarif ATRT6 correspond donc à une augmentation des capacités souscrites par GRTgaz au titre de la prestation d'échange de gaz H en gaz B. Cette évolution est prise en compte dans la mise à jour du tarif au 1er avril 2019 prévue par la délibération de la CRE du 13 décembre 2018 (6), dans le calcul du solde du compte de régularisation des charges et produits (CRCP).
Dans les réponses à la consultation publique, un expéditeur souhaite que le coût du service de conversion de gaz H en gaz B n'impacte pas les tarifs de sortie et d'entrée aux PIR, tandis qu'un autre expéditeur demande que le coût du service de conversion de gaz H en gaz B ne soit payé que par les expéditeurs ayant des clients en gaz B, et non l'ensemble des expéditeurs.
La CRE rappelle que la délibération tarifaire ATRT6 (7) prévoit les conditions d'évolution des différents termes tarifaires à l'occasion des mises à jour annuelles du tarif de GRTgaz et Teréga. Ainsi, les termes du réseau principal évoluent selon l'inflation, et les termes du réseau régional évoluent de manière à permettre la couverture du revenu autorisé des opérateurs. En conséquence, la prise en compte de l'évolution du coût du service de conversion dans le CRCP se traduira au 1er avril 2019 par une hausse des seuls termes tarifaires au réseau régional.
Par la suite, les coûts de la prestation d'échange de gaz H en gaz B à laquelle a recours GRTgaz seront intégrés à la trajectoire de ses charges d'exploitation qui déterminent de manière globale le niveau du tarif. Ils seront en conséquence supportés, comme l'ensemble des charges de l'opérateur, par les différents termes tarifaires du réseau en fonction de la structure tarifaire qui sera retenue par la CRE dans le futur tarif ATRT7.


Décision de la CRE


La présente délibération fait évoluer les modalités de fonctionnement de la zone B pour permettre à tous les expéditeurs de continuer à bénéficier d'un accès simple et transparent à la zone B jusqu'en 2029. Ces modalités permettent de maintenir la fusion contractuelle des zones B et H, de prolonger et d'adapter la prestation d'échange de gaz H en gaz B fournie par Engie à GRTgaz et de simplifier l'accès aux infrastructures physiques en gaz B.
Pour préparer ces évolutions, la CRE a procédé à une consultation publique du 25 octobre au 26 novembre 2018, afin de présenter sa proposition et de recueillir l'avis des acteurs de marché.
La CRE modifie les modalités d'accès à la zone desservie en gaz B, sous réserve d'approbation, au titre des articles L. 111-17 et L.111-18 du code de l'énergie, des avenants au contrat de prestation d'échange de gaz H en gaz B conclu entre Engie et GRTgaz et du nouveau contrat de prestation d'échange de gaz H en gaz B à compter du 1er octobre 2023. A défaut, les règles actuelles continueront à s'appliquer.


Périmètre du service de conversion de gaz H en gaz B


A compter du 1er avril 2017, le service de conversion de gaz H en gaz B alimente l'ensemble des consommations de la zone B, dont celles des clients d'Engie, et devient l'unique moyen d'alimenter physiquement les consommateurs en gaz B. GRTgaz souscrit à la prestation d'échange de gaz H en gaz B en dimensionnant son besoin sur la totalité de la consommation de la zone en gaz B à la pointe 2 %.
Ainsi, la zone B reste intégrée à la place de marché unique française, la Trading Region France (TRF). Les consommateurs de la zone B peuvent donc être alimentés de manière transparente à partir du Point d'Echange de Gaz (PEG) ou de toute autre source de gaz H. De même les producteurs injectant du gaz sur le réseau à partir du Point d'interface transport production (PITP), ainsi que les sites d'injection de biométhane, présents dans la zone B, sont intégrés au sein de la TRF.


Accès aux infrastructures en gaz B


L'accès aux infrastructures en gaz B (Taisnières B, le stockage de Gournay, le convertisseur de pointe H vers B de Loon-Plage et les adaptateurs de gaz B en gaz H) demeure ouvert à tous les expéditeurs, de manière transparente et non-discriminatoire. Les expéditeurs qui utilisent les infrastructures en gaz B ont une obligation de bilan au pas de temps journalier sur le périmètre B. La CRE demande à GRTgaz d'adapter le contrat d'acheminement pour prendre en compte ces évolutions à partir du 1er avril 2019, en intégrant les pénalités définies au 3.1.3.
La présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française et sur le site de la CRE. Elle sera transmise au ministre d'Etat, ministre de la transition écologique et solidaire, ainsi qu'au ministre de l'économie et des finances. Elle sera notifiée à GRTgaz.


Délibéré à Paris, le 13 décembre 2018.


Pour la Commission de régulation de l'énergie :

Le président,

J.-F. Carenco


(1) Consultation publique N° 2018-012 du 25 octobre 2018 relative aux modalités d'accès à la zone desservie en gaz à bas pouvoir calorifique (« gaz B »).

(2) Délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 26 janvier 2012 portant décision de certification de la société GRTgaz.

(3) Engagements proposés formellement par GDF Suez, GRTgaz et Elengy dans le cadre de la procédure COMP/B-1/39.316.

(4) Délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 21 mars 2018 portant avis sur le projet de conversion de la zone Nord de la France de gaz à bas pouvoir calorifique en gaz à haut pouvoir calorifique.

(5) Délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 26 janvier 2012 portant décision de certification de la société GRTgaz.

(6) Délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 13 décembre 2018 portant décision sur l'évolution du tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et Teréga au 1er avril 2019.

(7) Délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 15 décembre 2016 portant décision sur le tarif d'utilisation des réseaux de transport de gaz naturel de GRTgaz et de TIGF.