Participaient à la séance : Emmanuelle WARGON, présidente, Anthony CELLIER et Ivan FAUCHEUX, commissaires.

1. Contexte, compétence et saisine de la CRE
1.1. Compétence et saisine de la CRE

Depuis le 1^er janvier 2021 et le retrait définitif du Royaume-Uni de l’Union européenne, le droit européen a cessé de s’appliquer aux interconnexions électriques entre la France et la Grande-Bretagne (ci-après « à la frontière FR-GB »). Les règles d’utilisation des interconnexions à la frontière FR-GB sont dorénavant régies par l’Accord de commerce et de coopération (Trade and Cooperation Agreement, ci-après « TCA ») entre l’Union européenne et la Communauté européenne de l’énergie atomique, d’une part, et le Royaume-Uni de Grande-Bretagne et d’Irlande du Nord, d’autre part, ainsi que par le droit national applicable.
Conformément à l’article 311, paragraphe 1 (a) du TCA, chaque partie doit s’assurer que l’attribution des capacités sur les interconnexions électriques est fondée sur le marché, transparente et non discriminatoire.
L’article 30 de l’annexe du décret n° 2006-1731 du 23 décembre 2006 approuvant le cahier des charges type de concession du réseau public de transport d’électricité prévoit que le concessionnaire du réseau public de transport, RTE ou, le cas échéant, le gestionnaire de l’interconnexion concernée, doit soumettre pour approbation à la CRE, notamment, les règles de calcul des capacités totales de transfert et des marges de fiabilités, ainsi que les règles d’allocation de la capacité qui prévoient la mise à disposition de la totalité de la capacité commerciale disponible et la maximisation de l’utilisation effective des capacités allouées.
Par ailleurs, conformément à l’article L. 134-1 (3°) du code de l’énergie, la CRE peut préciser les règles concernant « les conditions d’accès aux réseaux et de leur utilisation ».
Les modalités de saisine des règles de répartition des capacités à long terme à la frontière FR-GB (ci-après « délibération-cadre ») ont été approuvées par une délibération de la CRE du 1^er juillet 2021 (1). Ces modalités s’appliquent pour les interconnexions régulées comme pour les interconnexions exemptées, à l’exception des capacités de transport d’électricité faisant éventuellement l’objet d’une dérogation.
A chaque établissement ou modification des règles de répartition de la capacité à terme, et préalablement à leur entrée en vigueur, le gestionnaire de l’interconnexion doit soumettre à la CRE une proposition de ces règles, ainsi qu’un dossier technique démontrant leur conformité avec les principes énoncés dans la délibération-cadre susmentionnée. Le gestionnaire de l’interconnexion a la charge de conduire une consultation du marché lorsque le dossier technique le justifie.
Les interconnexions électriques entre la France et la Grande-Bretagne IFA et IFA 2 sont des liaisons à courant continu, exploitées communément par, d’une part, la société Réseau de Transport d’Electricité (RTE), et d’autre part, National Grid Interconnectors Ltd (NGIC) pour l’interconnexion IFA et National Grid IFA2 Ltd (NGIF2) pour l’interconnexion IFA 2. Les règles de répartition aux interconnexions IFA et IFA 2 actuellement en vigueur ont été définies dans une délibération de la CRE du 8 décembre 2022 (2).
Par courrier reçu le 8 décembre 2025, Réseau de transport d’électricité (RTE) a saisi la CRE d’une proposition de règles de répartition de la capacité sur les interconnexions IFA et IFA 2, élaborée par RTE, NGIC et NGIF2.

1.2. Caractéristiques des interconnexions électriques IFA et IFA 2 entre la France et la Grande-Bretagne

L’interconnexion entre la France et la Grande-Bretagne IFA est une liaison à courant continu de 2 000 MW reliant le réseau de transport français au réseau de transport britannique entre Les Mandarins (Pas-de-Calais) et Sellindge (Kent). Elle est d’une longueur approximative de 70 km, dont 45 km de câble sous-marin. Elle a été mise en service en 1986.
L’interconnexion entre la France et la Grande-Bretagne IFA 2 est une liaison à courant continu de 1 000 MW reliant le réseau de transport français au réseau de transport britannique entre Tourbe (Calvados) et Chilling (Hampshire). Elle est d’une longueur approximative de 200 km, dont 100 km de câble sous-marin. Elle a été mise en service en janvier 2021.

1.3. Principes d’allocation des capacités

Les interconnexions IFA et IFA 2 fonctionnant à courant continu, l’intégralité de leur capacité physique de transport d’électricité, corrigée des indisponibilités, est offerte au marché. Pour chaque direction, des produits sont proposés pour plusieurs échéances :

- produit annuel calendaire, du 1^er janvier au 31 décembre ;
- produits semestriels : « été », du 1^er avril au 30 septembre et « hiver », du 1^er octobre au 31 mars de l’année suivante ;
- produits trimestriels : du 1^er janvier au 31 mars, du 1^er avril au 30 juin, du 1^er juillet au 30 septembre et du 1^er octobre au 31 décembre ;
- produit mensuel ;
- produit week-end, couvrant le samedi et le dimanche ;
- produit journalier.

La capacité offerte à l’échéance journalière les samedis et dimanches est susceptible d’être réduite par la capacité offerte au produit week-end. Il n’y a pas de produit proposé à l’échéance infrajournalière.
Les capacités de transport offertes à chaque échéance correspondent à une part de la capacité totale disponible de chaque interconnexion. Cette part est définie pour chaque produit dans les règles de répartition qui sont l’objet de la présente délibération. Toute capacité disponible non vendue à la suite d’une allocation est offerte à l’échéance de durée immédiatement inférieure.

2. Proposition de RTE et analyse de la CRE
2.1. Modifications introduites par RTE

RTE propose de fusionner les seuils de volumes alloués entre les échéances calendaires Y+1 et Y+2 de manière à disposer de davantage de flexibilité dans la commercialisation des produits calendaires. Il s’agirait d’un moyen de limiter l’exposition des GRT aux risques induits par ces produits. Les volumes alloués aux autres échéances ne sont pas modifiés.
La répartition proposée est la suivante :

IFA

IFA 2

L’autre modification proposée par RTE consiste en une modification pour préciser l’article 4.3. c) des règles de répartition. Cet article concerne les conditions dans lesquelles les opérateurs sont autorisés à offrir un volume inférieur au volume minimum spécifié dans les plages de répartition. Le cas de figure « Quand l’interconnexion est indisponible depuis une longue période pour l’année considérée » deviendrait ainsi « Quand l’interconnexion a subi une avarie lors des trois mois précédant l’ouverture de l’enchère ».

2.2. Positions des acteurs

RTE a organisé, du 13 mai au 13 juin 2025, une consultation sur la proposition d’établissement de règles de répartition de la capacité sur les interconnexions IFA et IFA2. Des réactions ont été reçues de la part de deux acteurs :

- ceux-ci ont exprimé leur inquiétude vis-à-vis de la fusion des volumes associés aux produits calendaires Y+1 et Y+2. Ils craignent en effet qu’une telle modification puisse entraîner une baisse de la capacité allouée à l’échéance Y+1 ;
- aucun commentaire n’a été fait concernant la reformulation de l’article 4.3. c.

2.3. Analyse de la CRE

En application de la délibération-cadre n° 2021-213 du 1^er juillet 2021, la CRE vérifie que les règles de répartition des capacités à long terme mises en œuvre à la frontière FR-GB satisfont les principes suivants :
(i) Fournir aux acteurs de marché un accès équitable et non discriminatoire à la capacité d’échange entre zones à long terme, dans le respect d’une concurrence effective ;
(ii) Etre en adéquation avec les besoins et pratiques de couverture des acteurs de marché. La CRE sera attentive à la qualité du dialogue avec les acteurs et la tenue de consultations formelles et informelles leur permettant d’exprimer leurs préférences ;
(iii) Produire des résultats transparents et reproductibles à l’avance par les acteurs de marché, afin de leur permettre d’anticiper l’effet de ces règles de répartition sur les allocations de produits à venir ;
(iv) Etre en cohérence avec les règles de calcul et d’allocation de la capacité à long terme. Le format des produits doit être en adéquation avec le profil issu des calculs de capacité et les conditions établies dans les règles d’accès aux interconnexions. Le calendrier d’allocation des différents produits doit également être aligné avec les processus de calcul de capacité et les procédures d’enchères aux interconnexions concernées.
Concernant la reformulation de l’article 4.3 c, celle-ci permet un gain en précision vis-à-vis des conditions sous lesquelles les opérateurs sont autorisés à offrir moins de capacité d’interconnexion que le volume minimum spécifié dans les plages de répartition. La reformulation proposée est plus précise dans la mesure où elle permet de limiter les cas d’application de l’article 4.3 c aux situations impliquant une incertitude effective quant à la disponibilité future de l’interconnexion.
Concernant la fusion des volumes de capacité minimale à allouer aux produits calendaires Y+1 et Y+2, cette modification va dans le sens d’une plus grande flexibilité laissée aux opérateurs afin de leur permettre de s’adapter aux besoins du marché. Cette modification fait suite à l’introduction du produit Y+2 en septembre 2022, qui élargit nettement la palette des produits proposés par les opérateurs. En réponse aux retours des acteurs qui craignent de voir la capacité allouée à l’échéance Y+1 diminuer en raison de cette modification, les opérateurs ont expliqué que ce changement leur permettrait de limiter leur exposition au risque généré par les produits annuels. Ils précisent que l’objectif n’est pas de limiter le nombre de produits annuels vendus mais de disposer de plus de flexibilité entre les échéances de vente. Il convient de noter que cette flexibilité existe pour les autres produits (mensuel, trimestriel, semestriel…). Dans l’optique de proposer aux acteurs de marché une large palette de produits à long terme tout en permettant aux opérateurs de gérer leur risque associé à ces produits, la CRE estime que la proposition de RTE donne davantage de flexibilité aux opérateurs afin d’atteindre cet équilibre. Elle ne modifie pas le volume minimum de produits calendaires mis à disposition des acteurs et contribue à accroître la mise à disposition de la capacité à des échéances plus lointaines. Elle s’inscrit dans la démarche de RTE consistant à diversifier les produits à long terme commercialisés à la frontière France – Grande-Bretagne. Cette autonomie accrue des opérateurs dans leur gestion de la répartition des capacités à long terme ne doit toutefois pas se faire au détriment de l’offre en produits à échéance Y+1, qui reste un outil central de couverture pour les acteurs de marché.
La CRE est donc favorable à ces évolutions, qui permettent de clarifier les règles de répartition et de répondre aux besoins du marché tout en assurant aux opérateurs qu’ils puissent mieux gérer le risque associé aux produits long terme. Cependant, au vu des réserves exprimées au cours de la consultation publique, la CRE demande à RTE de veiller à ce que les volumes de capacité offerts à l’échéance Y+1 restent suffisants, et à être informée de toute évolution significative de la capacité offerte à cette échéance, afin de s’assurer que les volumes offerts peuvent être anticipés par les acteurs pour chaque échéance.
Enfin, bien que les règles de répartition des capacités n’aient pas à être approuvées formellement par l’autorité de régulation britannique (l’Office of Gas and Electricity Markets – Ofgem), cette dernière a été informée par la CRE du contenu de ces règles.

Décision de la CRE

Conformément à l’article L. 134-1 (3°) du code de l’énergie, la CRE peut préciser les règles concernant « les conditions d’accès aux réseaux et de leur utilisation ».
En application de la délibération-cadre n° 2021-213 de la CRE du 1^er juillet 2021 portant décision sur les modalités de saisine des règles de répartition des capacités à long terme à la frontière entre la France et la Grande-Bretagne, la CRE a été saisie d’une proposition de modification des règles de répartition de la capacité à terme sur les interconnexions IFA et IFA 2. La CRE s’assure du respect des règles de répartition à terme aux interconnexions à la frontière entre la France et la Grande-Bretagne aux principes rappelés dans cette délibération-cadre.
RTE a saisi la CRE le 8 décembre 2025 d’une proposition de règles de répartition de la capacité sur les interconnexions IFA et IFA 2.
La CRE considère que les règles proposées par RTE sont satisfaisantes parce qu’elles visent à clarifier les règles de répartition et à répondre aux besoins du marché tout en assurant aux opérateurs qu’ils puissent mieux gérer le risque associé aux produits long terme. La CRE demande cependant aux opérateurs de veiller à offrir des volumes de capacité suffisants à l’échéance Y+1 et demande à être informée de toute évolution significative de la capacité offerte à cette échéance. Elle demande également aux opérateurs de veiller à ce que les volumes de capacités offerts soient communiqués au marché suffisamment en amont de la procédure d’allocation.
La CRE rend donc une décision favorable sur la mise en œuvre de règles de répartition de la capacité à terme sur les interconnexions IFA et IFA 2.
RTE publiera ces règles sur son site internet.
La présente délibération sera publiée au Journal officiel de la République française et notifiée à RTE. Elle sera par ailleurs publiée sur le site Internet de la CRE et transmise à l’autorité de régulation britannique (l’Office of Gas and Electricity Markets – Ofgem).

ANNEXE

Les règles de répartition des capacités à long terme sur les interconnexions IFA et IFA 2 sont annexées à la présente délibération en version originale (langue anglaise) et en version française.

Délibéré à Paris, le 4 février 2026.

Pour la Commission de régulation de l’énergie :

La présidente,

E. Wargon

(1) Délibération de la CRE n° 2021-213 du 1^er juillet 2021 portant décision sur les modalités de saisine des règles de répartition des capacités à long terme à la frontière entre la France et la Grande-Bretagne.

(2) Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 8 décembre 2022 portant décision sur les règles de répartition des capacités de long terme sur les interconnexions IFA et IFA 2.