Participaient à la séance : Emmanuelle WARGON, présidente, Anthony CELLIER et Ivan FAUCHEUX, commissaires.
La zone de marché unique du gaz en France, Trading Region France (TRF), est entrée en fonctionnement le 1^er 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.
Les délibérations de la Commission de régulation de l’énergie (CRE) 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), 4 juillet 2024 (7), 10 octobre 2024 (8) et du 24 septembre 2025 (9) ont défini les modalités de mise en œuvre et les règles de fonctionnement de la zone de marché unique du gaz en France.
Dans le cadre de la zone de marché unique, dans certaines configurations d’utilisation du réseau, des congestions peuvent apparaître. Les délibérations de la CRE mentionnées ci-avant ont défini les différents mécanismes de levée des congestions mobilisables par les gestionnaires de réseaux de transport de gaz (GRT) ainsi que l’ordre dans lequel ils peuvent être déclenchés.
Le 26 septembre 2025, une fuite a eu lieu sur une canalisation du réseau de grand transport de NaTran, située à Saint-Rémy-de-Provence. Elle a entrainé l’interruption du transit de gaz sur l’artère du Rhône et a eu, à la date de la présente délibération, les conséquences suivantes sur les capacités de transport de gaz au sein de la TRF :

- l’abaissement des capacités d’entrée sur le réseau de transport de gaz de NaTran depuis les terminaux Fos à un niveau minimum de 200 GWh/j, ajustable à la hausse en J – 1 ;
- l’abaissement de – 160 GWh/j des limites SN1, SN3, NS3 et NS4 (10) ;
- l’abaissement de – 50 GWh/j des capacités d’entrée sur le réseau de transport de gaz de NaTran depuis les stockages de Storengy et Géométhane regroupés au sein du PITS Sud-Est.

Les publications de NaTran sur le site ENTSOG Transparency Platform indiquent une date de fin de ces limitations au 1^er juillet 2026 (11).
La situation actuelle ne met pas en cause la sécurité d’approvisionnement en gaz de notre pays pour l’hiver gazier 2025-2026. Les stockages sont remplis à environ 93 % et les capacités d’entrée sur les autres points du territoire permettront de compenser la baisse des entrées à Fos consécutive à l’interruption de l’artère du Rhône.
Néanmoins les nouvelles contraintes ont un impact sur le fonctionnement du réseau de transport français de gaz naturel.
Par courrier du 27 octobre 2025, compte tenu de ces nouvelles contraintes, NaTran et Teréga ont fait part à la CRE de leurs analyses sur le fonctionnement du réseau de transport français de gaz dans les prochains mois. NaTran a notamment recommandé à la CRE de suspendre la commercialisation de certaines capacités pour limiter les congestions lors de l’hiver gazier 2025-2026.
Par un courrier du 29 octobre 2025 adressé à NaTran et Teréga, la CRE ne s’est pas opposée à la demande de NaTran de ne pas commercialiser, lors de l’enchère du 3 novembre 2025, les capacités fermes trimestrielles en entrée au point Pirineos pour le 1^er trimestre 2026.
Le 30 octobre 2025, Teréga a informé les acteurs du marché que les capacités fermes trimestrielles disponibles en entrée au point Pirineos pour le premier trimestre 2026 ne seraient pas commercialisées lors de l’enchère du 3 novembre 2025 sur la plateforme Prisma.
Plus largement, les conditions de fonctionnement de la zone TRF, et notamment la commercialisation des capacités disponibles aux différentes échéances, doivent évoluer afin de prendre en compte la baisse des capacités de transport de gaz au sein de la zone TRF pendant l’hiver gazier 2025-2026.
Afin de recueillir l’avis des acteurs de marché sur les conditions de commercialisation des capacités de transport de gaz pour l’hiver gazier 2025-2026 aux points du réseau de transport où ces capacités sont susceptibles d’aggraver les congestions internes à la zone TRF ainsi que leurs remarques sur les mécanismes de gestion des congestions de la TRF, la CRE a procédé à une consultation publique du 31 octobre 2025 au 10 novembre 2025 (12). La CRE a également informé directement les autorités de régulation des pays concernés et l’ACER.
Dans ce cadre, 19 contributions ont été reçues de la part de :

- 3 associations professionnelles ;

- 2 autorités publiques de pays voisins ;
- 7 acteurs de marché ;
- 7 gestionnaires d’infrastructures gazières.

Les réponses à cette consultation publique sont publiées, le cas échéant dans leur version non confidentielle, sur le site internet de la CRE.
Le délai du processus de consultation publique et de délibération a été contraint :

- d’une part la fuite sur la canalisation de NaTran est survenue le 26 septembre 2025. Les GRT ont ensuite eu besoin de quelques semaines pour analyser les effets sur le fonctionnement de leur réseau et ont communiqué leurs premières analyses avec la CRE le 16 octobre 2025. Ils ont transmis à la CRE leurs propositions le 27 octobre 2025 ;
- et d’autre part, les dispositions du code CAM prévoient que l’enchère relative à la vente de capacités fermes mensuelles pour le mois de décembre 2025 aura lieu le lundi 17 novembre 2025.

La présente délibération fait évoluer les mécanismes de gestion des congestions dans le cadre du fonctionnement de la TRF.

Sommaire

1. Cadre juridique
2. Analyse de NaTran des conséquences sur le fonctionnement de la TRF
3. Rappel des propositions des gestionnaires de réseaux de transport de gaz et de la CRE
4. Synthèse des réponses à la consultation publique
4.1. Suspension des ventes mensuelles de capacités d’entrée fermes au PIR Pirineos
4.2. Suspension des ventes mensuelles de capacités de sortie fermes au PIR Oltingue
4.3. Maintien des ventes de capacités d’entrée interruptibles (trimestrielles, mensuelles et journalières) au PIR Pirineos
4.4. Maintien des ventes journalières de capacités fermes d’entrée au PIR Pirineos et de sortie au PIR Oltingue
4.5. Autres propositions visant à limiter le risque de congestion durant l’hiver 2025-2026
5. Analyse de la CRE
5.1. Propositions de la consultation publique concernant les ventes de capacités fermes aux PIR Pirineos et Oltingue
5.2. Modifications à la marge des règles de fonctionnement de la TRF proposées par les répondants
Décision de la CRE

1. Cadre juridique

En application de l’article L. 134-2 du code de l’énergie, la 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 ».
En application de ces dispositions, la CRE a défini les règles de fonctionnement de la TRF, rappelées dans sa délibération du 24 septembre 2025 (13) :

Tableau 1. – Mécanismes de gestion des congestions de la TRF dans l’ordre de préséance rappelés dans la délibération du 24 septembre 2025

2. Analyse de NaTran des conséquences sur le fonctionnement de la TRF

NaTran a réalisé une évaluation du risque de congestions sur les limites Sud-Nord durant l’hiver gazier 2025-2026 à la suite de l’incident survenu à Saint-Rémy-de-Provence, dont les conclusions sont les suivantes :

- la réduction à 200 GWh/j (niveau ajustable à la hausse en J – 1) des capacités d’entrée de gaz en provenance des terminaux méthaniers de Fos fait suite à la baisse des capacités physiques de transport de gaz du Sud vers le Nord du territoire. Elle permet de maintenir un niveau maximal de congestion stable par rapport aux hivers gaziers précédents.
- cette diminution des capacités d’entrée de gaz en provenance des terminaux méthaniers de Fos induit une perte d’approvisionnement sur la TRF, estimée par NaTran à environ 19 TWh (15) durant l’hiver gazier 2025-2026. Toutes choses égales par ailleurs, ces volumes de gaz devront entrer sur la TRF par d’autres points. Or l’arrivée de tout ou partie de ces 19 TWh en amont du front de congestion contribuera à aggraver le risque de congestions. De même, toute quantité de gaz supplémentaire sortant du territoire en aval du front de congestion contribuera à aggraver le risque de congestions.

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

Figure 1. – Schéma des fronts de congestion du Sud vers le Nord

Si aucune mesure supplémentaire n’est prise, NaTran prévoit durant l’hiver gazier 2025-2026, en fonction des hypothèses de schéma d’approvisionnement et du niveau de consommation, des volumes de congestions d’environ 0,5 TWh dans le cas le plus favorable, et d’environ 15 TWh pour les scénarios très défavorables (à comparer avec le maximum historique de 5,8 TWh durant l’hiver gazier 2022-2023). En particulier, les schémas d’approvisionnement maximisant les flux en entrée à Pirineos sont à l’origine des scénarii les plus défavorables. La maximisation des flux en sortie à Oltingue a également un effet, bien que plus limité, sur l’augmentation des volumes de congestions. L’analyse de NaTran indique que les congestions journalières moyennes pour l’hiver gazier 2025-2026 à climat moyen pourraient varier entre 22 GWh/j et 145 GWh/j lors des épisodes de congestion, en fonction des scénarios.
Selon l’analyse de NaTran, dans les scénarios défavorables, le volume de congestions pourrait être important, conduisant à des coûts de décongestion par le spread localisé élevés et augmentant le risque que le recours à ce mécanisme soit infructueux, provoquant alors le déclenchement des mécanismes de dernier recours (restriction mutualisée ou anticipée).
Enfin, NaTran souligne que des volumes de congestions trop élevés dans les mois à venir pourraient entraîner un risque pour la sécurité d’approvisionnement en fin d’hiver gazier 2025-2026. En effet, les mécanismes existants de résolution des congestions, notamment les spreads localisés, ont tendance à accélérer le soutirage des stockages au nord. En cas de soutirage trop rapide sur ces stockages en début d’hiver gazier, les quantités restantes en fin d’hiver gazier pourraient ne pas suffire à couvrir les besoins au nord en cas de pointe de froid.
NaTran a tenu le 6 novembre 2025 un atelier d’information à l’attention des acteurs de marché.
Teréga partage globalement les analyses de NaTran. L’évaluation de Teréga du risque maximal de congestion durant l’hiver gazier 2025-2026 est de 13,5 TWh, dans le cas le plus défavorable.
Sur ces bases, par un courrier du 29 octobre 2025 adressé à NaTran et Teréga, la CRE ne s’est pas opposée à la demande de NaTran de ne pas commercialiser, lors de l’enchère du 3 novembre 2025, les capacités fermes trimestrielles en entrée au point Pirineos pour le 1^er trimestre 2026.
Le 30 octobre 2025, Teréga a informé les acteurs du marché que les capacités fermes trimestrielles disponibles en entrée au point Pirineos pour le premier trimestre 2026 ne seraient pas commercialisées lors de l’enchère du 3 novembre 2025 sur la plateforme Prisma.

3. Rappel des propositions des gestionnaires de réseaux de transport de gaz et de la CRE

Dans sa consultation publique, la CRE a rappelé qu’elle partageait avec les GRT l’objectif d’éviter autant que possible le recours aux mécanismes de restrictions (mutualisées ou anticipées) de capacités fermes déjà souscrites. Ces mécanismes de dernier recours voient leur probabilité d’être activés augmenter en fonction des volumes de congestion journaliers.
La CRE rappelait aussi qu’il semblait prudent de limiter autant que possible les congestions. Cependant, à l’exception de la restriction anticipée, les mécanismes de gestion des congestions existants permettent aux GRT d’agir uniquement au pas de temps journalier. Ces mécanismes sont conçus pour lever des congestions quotidiennes, mais ne permettent pas d’agir par anticipation, afin de limiter le risque de congestion. NaTran a donc considéré que les mécanismes de gestion des congestions existants pourraient ne pas être suffisants pour éviter d’importantes restrictions sur les capacités fermes lors de l’hiver gazier 2025-2026.
Propositions des GRT
NaTran a donc proposé de suspendre la vente de certains produits de capacités fermes aux points pouvant aggraver le phénomène de congestion pendant l’hiver gazier 2025-2026. Selon le GRT, la mise en œuvre de cette mesure permettrait de limiter les volumes de congestion sur l’hiver gazier 2025-2026 à 8 TWh au maximum (contre environ 15 TWh si aucune mesure supplémentaire n’est prise).
Plus précisément :

- pour le point Pirineos, en entrée : NaTran a proposé de suspendre toute commercialisation de capacités fermes mensuelles pour les mois de décembre 2025, janvier, février et mars 2026, avec la possibilité de commercialiser les capacités correspondantes en ferme journalier ou en interruptible ;
- pour le point Oltingue, en sortie : NaTran a considéré que l’utilisation des capacités était susceptible d’augmenter le risque de congestions, mais a souligné qu’il était nécessaire d’associer les GRT et les autorités suisses, italiennes et allemandes avant de prendre une décision susceptible d’affecter la sécurité d’approvisionnement de ces pays. En outre, les volumes de capacités fermes restant à commercialiser à Oltingue sont plus faibles qu’à Pirineos.

NaTran a proposé de reprendre tout ou partie de la commercialisation de ces capacités lors de l’hiver gazier 2025-2026 si l’évolution du risque de congestions ou le niveau de gaz dans les stockages du nord le permettent.
Enfin, NaTran a souligné que la commercialisation des capacités journalières et infra- journalières fermes est déjà conditionnée à l’état de congestion du réseau.
Teréga a manifesté son souhait de maintenir la commercialisation des capacités fermes mensuelles pour les mois de décembre 2025, janvier, février et mars 2026 à Pirineos en entrée. Teréga a néanmoins considéré qu’une éventuelle suspension de ces ventes pourrait en effet être décidée au mois le mois, en fonction de l’évolution de la situation.
Propositions de la CRE
Dans sa consultation, la CRE partageait l’analyse des GRT concernant l’intérêt de suspendre la commercialisation de capacités fermes sur certains points, pour limiter les volumes de congestions lors de l’hiver gazier 2025-2026. Cependant, considérant que le point d’entrée Pirineos est quantitativement le point susceptible d’entraîner le volume de congestions le plus élevé, et que le point de sortie Oltingue joue un rôle important dans la sécurité d’approvisionnement de la Suisse, l’Italie et l’Allemagne, la CRE a soumis aux acteurs de marché les propositions suivantes :

1. Suspension de la commercialisation des capacités fermes mensuelles pour les mois de décembre 2025, janvier, février et mars 2026, au PIR Pirineos en entrée. Les ventes de capacités fermes mensuelles pourront éventuellement reprendre au cours de l’hiver gazier en fonction de l’évolution du risque de congestions ;
2. Suspension de la commercialisation des capacités fermes mensuelles au PIR Oltingue en sortie, sous réserve que les autorités italiennes, suisses et allemandes confirment que la sécurité d’approvisionnement de leur pays ne sera pas affectée par cette mesure ;
3. Maintien de la commercialisation de tous les produits de capacités interruptibles (trimestriels, mensuels et journaliers) au PIR Pirineos en entrée. Les capacités d’entrée à Pirineos qui n’auront pas pu être commercialisées en tant que capacités fermes pourront être commercialisées en interruptible ;
4. Maintien de la commercialisation des capacités journalières fermes au PIR Pirineos en entrée et Oltingue en sortie.

4. Synthèse des réponses à la consultation publique
4.1. Suspension des ventes mensuelles de capacités d’entrée fermes au PIR Pirineos

La majorité des répondants est favorable à la proposition de suspendre la commercialisation des capacités fermes mensuelles pour les mois de décembre 2025, janvier, février et mars 2026, au PIR Pirineos en entrée (3 associations professionnelles, 6 acteurs de marché et 4 gestionnaires d’infrastructures).
Plus spécifiquement, quatre acteurs de marché précisent que la priorité doit être de préserver les capacités fermes déjà souscrites. L’un d’entre eux considère cette mesure comme proportionnée au vu des circonstances, tandis qu’un autre demande qu’elle reste exceptionnelle.
Une association professionnelle souhaite que la suspension des ventes de capacités mensuelles fermes soit reconsidérée chaque mois. Une autre association souligne que les expéditeurs ont besoin de visibilité et de stabilité concernant les règles de gestion des congestions de la TRF et d’équilibrage.
Enfin, NaTran et Teréga confirment leurs propositions présentées dans la consultation publique :

- NaTran est favorable à la suspension des ventes de capacités d’entrée mensuelles fermes au PIR Pirineos en entrée, et considère que cette mesure pourra être réévaluée en cours d’hiver gazier tout en recommandant de rester prudent sur la remise en vente de produits mensuels susceptibles d’aggraver la congestion sur une période longue ;
- Teréga suggère plutôt que les ventes de capacités d’entrée mensuelles fermes au PIR Pirineos soient par défaut maintenues, avec la possibilité de les suspendre chaque mois en fonction de l’évolution de la situation.

Deux gestionnaires de réseau adjacents sont défavorables à la mesure proposée. Ils considèrent qu’elle pourrait avoir des conséquences significatives pour le système gazier espagnol, avec en particulier une perte de flexibilité pour les acteurs de marché et un effet sur la formation des prix du gaz en Espagne.

4.2. Suspension des ventes mensuelles de capacités de sortie fermes au PIR Oltingue

Les positions des répondants à la consultation publique concernant la suspension des ventes de capacités de sortie mensuelles fermes au PIR Oltingue en sortie sont largement similaires à celles exprimées en réponse à la question relative à la suspension des ventes mensuelles de capacités fermes au PIR Pirineos en entrée.
La majorité des répondants est favorable à cette proposition (2 associations professionnelles, 5 acteurs de marché et 3 gestionnaires d’infrastructures). S’agissant de capacités de transport utiles à la sécurité d’approvisionnement d’autres pays européens, plusieurs répondants soulignent la nécessité d’une coordination avec les autorités des pays concernés (1 association professionnelle, 3 acteurs de marché, 1 gestionnaire d’infrastructure).
A cet égard, les autorités suisses et allemandes confirment que la sécurité d’approvisionnement de leurs pays ne sera pas affectée par cette mesure. Les autorités italiennes ont été contactées, à plusieurs reprises et par divers canaux, et, à la date de la présente délibération, n’ont pas répondu.
Un acteur de marché est réservé et souhaiterait qu’au moins 4,8 GWh/j demeurent commercialisés au pas de temps mensuel au PIR Oltingue en sortie pour limiter l’impact sur les pays voisins.
Comme pour le PIR Pirineos et pour les mêmes raisons, deux gestionnaires de réseau adjacents sont défavorables à la mesure proposée concernant le PIR Oltingue.

4.3. Maintien des ventes de capacités d’entrée interruptibles (trimestrielles, mensuelles et journalières) au PIR Pirineos

La majorité des répondants est favorable à la proposition (3 associations professionnelles, 6 acteurs de marché et 3 gestionnaires d’infrastructures) dans la mesure où la souscription de capacités interruptibles supplémentaires n’est pas susceptible de provoquer des congestions et des restrictions de capacités fermes.
Deux gestionnaires de réseau adjacents sont défavorables à cette mesure, considérant qu’une capacité qui aurait dû être commercialisée en tant que capacité ferme ne devrait pas être vendue en tant que capacité interruptible.

4.4. Maintien des ventes journalières de capacités fermes d’entrée au PIR Pirineos et de sortie au PIR Oltingue

La totalité des répondants s’étant exprimée sur cette question est favorable à la proposition (3 associations professionnelles, 7 acteurs de marché et 7 gestionnaires d’infrastructures) dans la
mesure où la souscription de capacités journalières supplémentaires n’est pas susceptible de provoquer des congestions et des restrictions de capacités fermes déjà souscrites.
Plusieurs répondants (1 association professionnelle, 1 acteur de marché, 2 gestionnaires d’infrastructures) soulignent que les GRT doivent avoir la possibilité de suspendre les ventes journalières efficacement et à temps pour éviter des congestions le lendemain.
A cet égard, NaTran propose de modifier les règles de gestion des congestions dans la TRF. En effet, NaTran considère qu’en l’état et compte tenu des limitations actuelles du réseau, la suspension des ventes de capacités fermes quotidiennes et intra-quotidiennes intervient trop tard dans la journée gazière. Actuellement, NaTran n’active ce mécanisme à partir de J – 1 et tout au long de la journée gazière, qu’en cas de congestion avérée (vigilance rouge), lorsque les GRT disposent de nominations permettant de constater l’état de congestion du réseau. Or, les nominations des expéditeurs sont généralement trop imprécises et incomplètes à 16 h 30 en J – 1. Dans ces conditions, ce mécanisme ne peut pas être déclenché avant les enchères de capacités fermes quotidiennes qui ont lieu à 16 h 30 en J – 1.
En conséquence, NaTran considère que, durant l’hiver gazier 2025-2026, les ventes de capacités fermes journalières et intra-journalières sur les points Pirineos en entrée et Oltingue en sortie doivent être suspendues en J – 1 avant 13 heures en cas de risque de congestion pour le lendemain. Le critère appliqué par les GRT pour traduire ce risque serait explicité sur leur site internet respectif, et s’appuierait sur des informations publiées.
Teréga partage cette préoccupation et estime que les GRT sont en mesure de ne pas mettre à disposition les capacités fermes journalières en cas de congestion projetée pour le lendemain, en précisant les modalités de ce critère de déclenchement sur leur site internet.

4.5. Autres propositions visant à limiter le risque de congestion durant l’hiver gazier 2025-2026

De nombreux répondants proposent des pistes de réflexion pour améliorer la gestion des congestions internes à la TRF durant l’hiver gazier 2025-2026 :

- deux associations professionnelles souhaitent que le mécanisme de spread localisé soit optimisé pour mieux inciter financièrement l’arrivée de gaz au nord de la TRF ;
- un acteur de marché propose l’introduction d’un mécanisme « buy-back », qui viendrait en complément des appels de spreads localisés. Il s’agirait d’une plateforme où les GRT pourrait racheter aux expéditeurs des capacités souscrites pour limiter le risque de congestion ;
- Teréga indique étudier des solutions pour limiter le recours aux mécanismes de restrictions mutualisées ou anticipées, comme l’exclusion temporaire des stockages en aval des congestions pour répondre aux appels de spreads localisés ;
- NaTran recommande de modifier le critère de déclenchement de la restriction anticipée (5 jours consécutifs de restrictions mutualisées, le dernier étant ouvré), qu’il estime inefficace du fait des fluctuations de consommation entre jours ouvrés et weekends. NaTran suggère de réduire le critère de déclenchement à 2 jours consécutifs avec des restrictions mutualisées ;
- un gestionnaire de réseau adjacent et un autre acteur proposent une modification de l’ordre de préséance des mécanismes de gestion des congestions. Ils souhaitent que la suspension des ventes de capacités fermes journalières ne s’applique qu’aux capacités internes au système français. La suspension des ventes des capacités aux points d’interconnexion transfrontaliers ne serait envisagée qu’après le déclenchement des restrictions mutualisées.

Concernant spécifiquement le fonctionnement du réseau de transport au sud-est de la France :

- un acteur de marché suggère d’étudier le rôle des 3 centrales électriques à gaz présentes dans la région pour réduire le risque de congestion Sud-Nord durant l’hiver gazier 2025-2026 ;
- un acteur de marché et deux gestionnaires d’infrastructure recommandent de ne pas appliquer les mécanismes de restrictions mutualisées ou anticipées aux capacités d’entrée au PITTM Fos, en-deçà de la restriction déjà mise en œuvre du fait de l’indisponibilité de l’artère du Rhône. NaTran considère cette mesure comme nécessaire pour ne pas fragiliser la gestion de l’alimentation de la zone Sud-Est de son réseau, qui se trouve aujourd’hui davantage contrainte en termes d’approvisionnement et de flexibilité intra-journalière.

5. Analyse de la CRE
5.1. Propositions de la consultation publique concernant les ventes de capacités fermes aux PIR Pirineos et Oltingue

En premier lieu, la situation actuelle ne met pas en cause la sécurité d’approvisionnement en gaz de notre pays pour l’hiver gazier 2025-2026. Les stockages sont remplis à environ 93 % et les capacités d’entrée sur les autres points du territoire permettront de compenser la baisse des entrées à Fos consécutive à l’interruption de l’artère du Rhône.
Compte tenu des retours à la consultation publique du 29 octobre 2025, largement favorables aux propositions des GRT et de la CRE, la CRE maintient son analyse de la situation.
La CRE confirme en particulier que sa priorité est d’éviter autant que possible la restriction de capacités fermes déjà souscrites. En effet, les restrictions mutualisées et anticipées interrompent l’usage de capacités pourtant souscrites en ferme, dégradant ainsi l’offre commerciale des gestionnaires de réseau et désorganisant, avec un préavis très court, l’approvisionnement des expéditeurs. De plus, il n’est pas souhaitable de commercialiser des capacités fermes supplémentaires si elles doivent être interrompues fréquemment du fait de congestions sur le réseau.
Depuis 2022, le mécanisme de spread localisé, a été utilisé 200 fois, systématiquement dans le sens Sud-Nord. L’appel aux spreads localisés a été fructueux 85 % du temps, avec un besoin moyen par appel de spreads localisé de 46 GWh/j. Lors des appels infructueux, le besoin moyen était nettement supérieur (79 GWh/j).
Ainsi, pour un jour donné, plus l’appel au spread localisé est important en termes de volume, plus le risque qu’il soit infructueux est élevé. L’infructuosité de cet appel peut aboutir à l’utilisation des restrictions de capacités.
L’analyse de NaTran montre que, si les capacités encore disponibles aux PIR Pirineos en entrée et Oltingue en sortie étaient utilisées, les volumes quotidiens de congestion attendus durant l’hiver gazier 2025-2026 pourraient être largement supérieurs aux volumes absorbables par le mécanisme de spread localisé (145 GWh/j en moyenne lors des épisodes congestions dans les scénarios où l’entrée à Pirineos est entièrement utilisée), ce qui entraînerait le recours aux mécanismes de restriction.

Capacités fermes commercialisables au 12 novembre 2025
La CRE prend note de l’opposition du gestionnaire de réseau espagnol à la suspension de la commercialisation des capacités fermes mensuelles pour les mois de décembre 2025, janvier, février et mars 2026, au PIR Pirineos en entrée. La CRE a conscience que cette mesure est susceptible d’avoir un effet sur le marché espagnol. En effet, les capacités d’exportation depuis l’Espagne ne pourront plus être souscrites en ferme trimestriel et mensuel jusqu’à la fin de l’hiver gazier 2025-2026. Les quantités exportées depuis l’Espagne pourraient en conséquence être réduites. Toutefois, la sécurité d’approvisionnement de la péninsule ibérique n’est pas affectée, s’agissant de capacités d’exportation de l’Espagne vers la France.
Cette mesure n’est que la traduction d’une réduction importante de la capacité physique de transport du réseau français du sud vers le nord. Pour le bon fonctionnement du marché intérieur européen, la CRE considère qu’il n’est pas souhaitable de vendre des capacités fermes dont la fermeté ne peut plus être assurée et qui pourraient conduire à des restrictions de capacités fermes d’ores et déjà souscrites.
En conséquence, la CRE considère que les propositions formulées dans la consultation publique et exposées ci-dessous sont pertinentes pour prendre en compte la réalité physique du réseau de transport de gaz en France qui n’est plus capable, du fait de la coupure de l’artère du Rhône, de transporter autant de gaz du sud vers le nord du territoire :

1. La suspension de la commercialisation des capacités fermes mensuelles pour les mois de décembre 2025, janvier, février et mars 2026, au PIR Pirineos en entrée. La CRE pourrait permettre la reprise des ventes de capacités fermes mensuelles au cours de l’hiver gazier en fonction de l’évolution du risque de congestions ;
2. La suspension de la commercialisation des capacités fermes mensuelles au PIR Oltingue en sortie, pour les mois de décembre 2025, janvier, février et mars 2026. La CRE pourrait permettre la reprise des ventes de capacités fermes mensuelles au cours de l’hiver gazier en fonction de l’évolution du risque de congestions ou si les autorités publiques italiennes, suisses ou allemandes font part de difficultés en termes de sécurité d’approvisionnement ;
3. Le maintien de la commercialisation de tous les produits de capacités interruptibles (trimestriels, mensuels et journaliers) au PIR Pirineos en entrée. Les capacités d’entrée à Pirineos qui n’auront pas pu être commercialisées en tant que capacités fermes pourront être commercialisées en interruptible ;
4. Le maintien de la commercialisation des capacités journalières fermes aux PIR Pirineos en entrée et Oltingue en sortie.

Elles doivent être mises en œuvre dès l’enchère du 17 novembre 2025.

5.2. Modifications à la marge des règles de fonctionnement de la TRF proposées par les répondants

La CRE considère que les règles de fonctionnement doivent rester aussi stables que possible, dans un objectif de lisibilité pour le marché.
La CRE considère néanmoins que deux propositions doivent être présentées aux acteurs de marché et éventuellement mises en œuvre rapidement :

- d’une part, la vente de capacités fermes journalières ne doit pas générer des congestions additionnelles. Pour minimiser le recours au restrictions mutualisées et anticipées, les ventes de capacités fermes journalières et intra-journalières en sortie doivent pouvoir être suspendues à temps. NaTran propose de pouvoir suspendre ces ventes en J – 1 avant 13 heures en cas de risque de congestion pour le lendemain.

En pratique, la CRE considère qu’il serait nécessaire pour cela de préciser l’ordre chronologique de déclenchement des mécanismes de gestions des congestions de la TRF en faisant intervenir la suspension des ventes des capacités journalières fermes avant l’interruption des capacités interruptibles ;

- d’autre part, en cas de congestion, les restrictions mutualisées ou anticipées ne doivent pas s’appliquer aux capacités d’entrée du PITTM Fos en-deçà de la restriction déjà mis en œuvre du fait de l’indisponibilité de l’artère du Rhône. A ce stade, la CRE partage l’analyse de NaTran et considère cette mesure comme nécessaire pour ne pas fragiliser la gestion de l’alimentation de la zone Sud-Est de son réseau, qui se trouve aujourd’hui davantage contrainte en termes d’approvisionnement et de flexibilité intra- journalière.

La CRE demande aux GRT dans le cadre des instances de concertation :

- en priorité, de présenter aux acteurs de marché leurs propositions concernant :
- les critères de suspension des ventes de capacités journalières fermes, et l’horaire auquel cette suspension doit intervenir en J – 1 pour limiter les congestions du lendemain ;
- la non-application du mécanisme de restriction mutualisée ou anticipée au PITTM de Fos (en deçà des restrictions déjà existantes) ;
- dans un second temps, de communiquer aux acteurs de marché leurs analyses concernant les différentes évolutions des règles de fonctionnement de la TRF proposées par les répondants à la consultation publique du 29 octobre 2025.

En fonction du retour des acteurs, la CRE pourra adapter les règles de fonctionnement de la TRF.

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 ».
La CRE décide :

1. De suspendre la commercialisation des capacités fermes mensuelles pour les mois de décembre 2025, janvier, février et mars 2026, au PIR Pirineos en entrée. La CRE pourra décider de la reprise des ventes de capacités fermes mensuelles au cours de l’hiver gazier en fonction de l’évolution du risque de congestions ;
2. De suspendre de la commercialisation des capacités fermes mensuelles au PIR Oltingue en sortie, pour les mois de décembre 2025, janvier, février et mars 2026. La CRE pourra décider de la reprise des ventes de capacités fermes mensuelles au cours de l’hiver gazier en fonction de l’évolution du risque de congestions ou si les autorités publiques italiennes, suisses ou allemandes font part de difficultés en termes de sécurité d’approvisionnement.

La CRE maintient les règles en vigueur s’agissant de la commercialisation de tous les produits de capacités interruptibles (trimestriels, mensuels et journaliers) au PIR Pirineos en entrée. Les capacités d’entrée à Pirineos qui n’auront pas pu être commercialisées en tant que capacités fermes pourront être commercialisées en interruptible. La CRE maintient également les règles en vigueur s’agissant de la commercialisation des capacités journalières fermes aux PIR Pirineos en entrée et Oltingue en sortie.
La CRE demande aux GRT dans le cadre des instances de concertation :

- en priorité, de présenter aux acteurs de marché leurs propositions concernant :
- les critères de suspension des ventes de capacités journalières fermes, et l’horaire auquel cette suspension doit intervenir en J – 1 pour limiter les congestions du lendemain ;
- la non-application du mécanisme de restriction mutualisée ou anticipée au PITTM de Fos (en deçà des restrictions déjà existantes) ;
- dans un second temps, de communiquer aux acteurs de marché leurs analyses concernant les différentes évolutions des règles de fonctionnement de la TRF proposées par les répondants à la consultation publique du 29 octobre 2025.

La présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française et sera publiée sur le site internet de la CRE et notifiée à NaTran et Teréga.

Délibéré à Paris, le 13 novembre 2025.

Pour la Commission de régulation de l’énergie :

La présidente,

E. Wargon

(1) Délibération n° 2017-246 du 26 octobre 2017 relative à la création d’une zone de marché unique du gaz en France au 1^er novembre 2018.

(2) Délibération n° 2018-171 du 24 juillet 2018 relative au fonctionnement de la zone de marché unique du gaz en France.

(3) Délibération n° 2019-120 du 29 mai 2019 portant décision de modification de la délibération du 26 octobre 2017 relative au fonctionnement de la zone de marché unique du gaz en France.

(4) Délibération n° 2019-276 du 12 décembre 2019 relative au fonctionnement de la zone de marché unique du gaz en France.

(5) Délibération n° 2022-352 du 13 décembre 2022 portant décision relative au fonctionnement de la zone de marché unique du gaz en France.

(6) Délibération n° 2023-318 du 12 octobre 2023 portant décision relative aux modalités de gestion des congestions Sud vers Nord dans le cadre du fonctionnement de la Trading Region France (TRF).

(7) Délibération n° 2024-132 du 4 juillet 2024 portant décision relative à la modification du seuil des petits travaux de GRTgaz et de Teréga (fonctionnement de la TRF).

(8) Délibération n° 2024-181 du 10 octobre 2024 portant décision relative aux modalités de gestion des congestions Sud vers Nord dans le cadre du fonctionnement de la Trading Region France (TRF).

(9) Délibération n° 2025-221 du 24 septembre 2025 portant décision sur les modalités de gestion des congestions du Sud vers le Nord sur les réseaux de transport de gaz.

(10) Les points d’entrée et de sortie associés à ces limites sont détaillés en annexe.

(11) Dans les publications sur l’abaissement des limites SN1, SN3, NS3 et NS4, NaTran a mentionné que celui-ci durerait jusqu’à nouvel ordre.

(12) Consultation publique n° 2025-12 du 29 octobre 2025 relative à la non-commercialisation de certaines capacités fermes de transport de gaz et au fonctionnement de la zone de marché unique du gaz en France pour réduire le risque de congestions sur les réseaux de transport de NaTran.

(13) Délibération n° 2025-221 du 24 septembre 2025 portant décision sur les modalités de gestion des congestions du Sud vers le Nord sur les réseaux de transport de gaz.

(14) Pour les points aggravant la congestion.

(15) En faisant l’hypothèse que les terminaux de Fos auraient émis 325 GWh/j en moyenne pendant l’hiver gazier sans les nouvelles limitations, et qu’ils n’émettront que 200 GWh/j en moyenne pendant cette période.