Comme en matière d’électricité, des codes de réseau communs aux gestionnaires de réseaux de transport européens sont nécessaires dans le secteur du gaz, afin de renforcer la coopération et la coordination et notamment de régir selon des règles communes la fourniture et la gestion des ouvrages transfrontaliers, ainsi que d’assurer une planification coordonnée du développement et de la modernisation des capacités d’interconnexion.

En application des articles 6 et suivants du règlement n°715/2009 du 13 juillet 2009 concernant les conditions d’accès aux réseaux de transport de gaz naturel, les codes de réseau sont établis par le Réseau européen des gestionnaires de réseau de transport pour le gaz (REGRT) en accord avec l’Agence de coopération des régulateurs de l’énergie (ACER) ; ils sont ensuite adoptés par la Commission européenne, puis mis en Å“uvre par les régulateurs nationaux.

Pris à l’issue d’un tel processus, le règlement n°2017/459 de la Commission européenne du 16 mars 2017 met en place le « code CAM » (Capacity Allocation Mechanism). Il dispose en son article 2 : « 1. Le présent règlement s’applique aux points d’interconnexion. Il peut également s’appliquer aux points d’entrée et de sortie en provenance et à destination de pays tiers, dès lors que l’autorité de régulation nationale compétente adopte une décision en ce sens ».

Ces nouvelles règles se substituent donc, pour les points d’interconnexion au sens du règlement – les points d’entrée et de sortie entre Etats membres de l’Union européenne –, à celles mises en place par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) dans la délibération du 13 février 2014 portant décision relative à la mise en œuvre progressive du code de réseau européen sur l’attribution des capacités de transport de gaz aux points d’interconnexion entre zones entrée-sortie.

Afin de les mettre en Å“uvre, la CRE a notamment adopté la délibération n°2017-188 du 27 juillet 2017 portant décision sur l’évolution du mode de commercialisation de la capacité au PIR (« Point d’Interconnexion Réseau ») Dunkerque, sur l’évolution des modes de commercialisation de la capacité interruptible et sur la création d’une capacité en entrée à Oltingue. Elle a en effet choisi de faire évoluer les règles de commercialisation des capacités au PIR Dunkerque à compter du mois de juin 2018. Le PIR Dunkerque est un point d’interconnexion avec un pays tiers – la Norvège – qui relie le réseau de GRTgaz à celui du gestionnaire de réseau norvégien Gassco : si le code CAM ne s’y applique donc pas de plein droit, la CRE n’a pas non plus fait usage de la faculté de l’y étendre que lui offre l’article 2 du règlement 2017/459. Elle a préféré, en concertation avec GRTgaz et les expéditeurs, rapprocher les modes de commercialisation des capacités au PIR Dunkerque de celles prévues aux points d’interconnexion régis par ce code de réseau.

Cette délibération a ainsi transformé les capacités pluriannuelles à préavis long en capacités annuelles à préavis long, afin de favoriser les nouveaux entrants, en supprimant notamment le critère de durée pour l’allocation des capacités.

GRTgaz proposait par ailleurs le maintien de bandeaux glissants pour les capacités annuelles à préavis courts : dans le cadre de la consultation publique organisée par la CRE, les expéditeurs ont cependant indiqué souhaiter la commercialisation de capacités trimestrielles, comme pour les PIR soumis au code CAM. GRTgaz et la CRE convergeant pour considérer que produits trimestriels et bandeaux glissants annuels sont incompatibles, le régulateur a demandé à GRTgaz de proposer l’introduction de produits trimestriels dans le cadre de la « Concertation gaz », le 10 octobre 2017. Tous les acteurs ont été favorables aux propositions de GRTgaz. L’introduction de produits trimestriels et la suppression des bandeaux glissants ont été entérinées par la délibération n°2018-041 du 8 mars 2018 portant décision relative à l’évolution du mode de commercialisation de la capacité au PIR Dunkerque.

Pour résumer, les nouvelles règles applicables au PIR Dunkerque à compter de juin 2018 seront les suivantes:

• 80% des capacités commercialisables seront ouvertes dans le cadre des capacités annuelles à préavis long, chaque 1er octobre, de manière indépendante pour chacune des 14 années suivantes, selon le mécanisme d’OSP (Open Subscription Period), sous la forme de capacités soit fermes, soit restituables ;
• les capacités restantes seront intégralement commercialisées dans le cadre des capacités annuelles à préavis court, à échéance fixe au 1er octobre (comme pour Gassco en Norvège), sous la forme de capacités fermes ou restituables ; les capacités restantes seront commercialisées sous forme de produits trimestriels non restituables ;
• enfin, les règles concernant les capacités mensuelles, quotidiennes et intra-journalières demeurent inchangées : la commercialisation prend la forme d’OSP, puis on applique la règle du FCFS (First Come First Serve ou « premier arrivé premier servi ») pour les capacités mensuelles ou quotidiennes et le mécanisme d’UIBI (Use it or Buy It) pour les capacités intra-journalières.

Marc Devedeix, avocat, droit de l’énergie