De développement du réseau de transport 2011-2020 - Plan décennal - CRE

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De développement du réseau de transport 2011-2020 - Plan décennal - CRE
Plan décennal
  de développement
 du réseau de transport
 de GRTgaz 2011-2020

        Construisons le transport de demain
De développement du réseau de transport 2011-2020 - Plan décennal - CRE
Sommaire
 Avant-propos du directeur général.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 3
 Synthèse du plan. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4
 Présentation du document. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 5
 Le réseau de GRTgaz. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 6

Analyse de l’offre et de la demande de transport
 L’offre d’acheminement de GRTgaz. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 8
 Adaptation de l’offre à la demande.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9
 La demande actuelle de capacités. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 9

Un marché du gaz en évolution
 Des projections de consommations orientées à la hausse. . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
 Des approvisionnements européens en recomposition. . . . . . . . . . . . . . . . . . . 15
 De nombreux projets d’infrastructures
 d’approvisionnement en Europe. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 20
 Des infrastructures prioritaires au niveau européen. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 21
 La France au confluent des transits européens de gaz. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 23

Développement du réseau de transport de GRTgaz
 Les développements de la zone Nord. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 26
 Les développements de la zone Sud.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 29
 Le développement de la liaison entre les zones
 Nord et Sud de GRTgaz.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 32
 Le raccordement de la Corse au gaz naturel. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 33

calendrier prévisionnel de réalisation                                                                                                                                             .. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .   34

Annexes
 Annexe I : La demande de gaz en France.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 37
 Annexe II : Détermination des capacités
             commerciales du réseau.. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 40
 Annexe III : Financement des investissements
              pour la période 2011-2013. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 43
 Annexe IV : Repères de réalisation des projets. . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 44
De développement du réseau de transport 2011-2020 - Plan décennal - CRE
Avant-propos

                                                                         Transparence et dialogue
                                                                         constituent deux axes
                                                                         importants sur lesquels
                                                                         GRTgaz fonde son action
                                                                         vis-à-vis des acteurs du marché.

 Philippe Boucly, directeur général

Madame, Monsieur,

Nous publions cette année la sixième édition du Plan                   la Commission de régulation de l’énergie. Ces évolutions
décennal de développement du réseau de GRTgaz, qui                     relancent l’intérêt d’une étude sur la fusion des zones Nord
s’inscrit désormais dans le cadre défini par l’ordonnance              et Sud et confortent la France dans son rôle de plate-
du 9 mai 2011. Cette évolution du cadre réglementaire                  forme européenne du gaz, aux côtés des autres grands
correspond à la transposition de la directive européenne               pays gaziers.
n° 2009/73/CE, dont l’un des objectifs est l’harmonisation
                                                                       Il en résulte un programme ambitieux d’investissements
du transport en Europe afin de favoriser l’intégration des
                                                                       facilité par l’arrivée d’un nouvel actionnaire. En effet, le
marchés. Cet alignement sur les meilleures pratiques rap-
                                                                       12 juillet 2011, GRTgaz a ouvert son capital à un consor-
pelle, si besoin en était, le rôle précurseur de GRTgaz lors
                                                                       tium public baptisé Société d’infrastructures gazières
des éditions précédentes.
                                                                       regroupant la CNP Assurances, la CDC Infrastructure et
Si 2010 a été l’année de la reprise au niveau des consom-              la Caisse des Dépôts.
mations de gaz, le début de 2011 a vu une remise en
                                                                       Transparence et dialogue constituent deux axes importants
cause profonde des politiques énergétiques des différents
pays, à la suite de la catastrophe de Fukushima. Les consé-            sur lesquels GRTgaz fonde son action vis-à-vis des acteurs

quences en matière de production d’électricité à partir                du marché. De nombreux échanges ont eu lieu au cours de

d’énergies renouvelables et de gaz naturel ne sont pas                 cette année, notamment dans le cadre de la Concertation

encore quantifiées de façon définitive, mais il apparaît déjà          Gaz au niveau national et dans le cadre de l’ENTSOG ou

certain que les infrastructures gazières joueront un rôle clé          des initiatives gazières régionales au niveau européen : ils

dans ce nouveau défi à relever.                                        ont permis de mieux définir la demande en matière de
                                                                       transport et d’en déduire les probables évolutions de nos
En France, le paysage gazier évolue notablement avec la
                                                                       infrastructures, telles que décrites dans la présente édition.
construction annoncée d’un nouveau terminal méthanier
à Dunkerque. Il évolue également avec la décision de                   Vous en souhaitant une bonne lecture, je formule le vœu
GRTgaz liée au renforcement de l’axe « Sud-Nord » grâce                que ce document continue d’alimenter la réflexion et le
au doublement de l’artère du Rhône pour un montant de                  dialogue avec les utilisateurs du réseau de transport fran-
484 M€ : ce projet a reçu un soutien financier déterminant             çais, afin de continuer à développer nos ouvrages pour
de la Commission européenne et a reçu l’approbation de                 répondre aux besoins du marché.

                                                                Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2011-2020   3
De développement du réseau de transport 2011-2020 - Plan décennal - CRE
SYNTHÈSE DU PLAN

    Synthèse du plan

    D
                   ans un contexte européen marqué par une forte volonté d’inté-                             capacités fermes en sortie vers l’Alle-
                   gration et par la nécessité de sécuriser les approvisionnements                           magne à Obergailbach (2017) et permet
                   gaziers, GRTgaz développe son réseau afin de répondre à la                                de répondre aux besoins exprimés pour
                   demande du marché.                                                                        le développement des capacités de
                                                                                                             stockage envisagé sur la zone Nord, au
                                                                                                             cours de cette même période ;
    Actuellement, le taux de souscription                   De même, des décisions significatives ont
    des capacités existantes est élevé ; le                 été prises en 2011, avec la création d’un      • les évolutions de la zone Sud sont mar-
    taux d’utilisation des capacités souscrites             futur terminal méthanier à Dunkerque             quées par la mise en service complète
    reflète les obligations de service public               et le doublement de l’artère du Rhône.           du terminal de Fos-Cavaou (2010) et
    liées à la sécurité d’approvisionnement et              Ce dernier projet a reçu un soutien              par la décision de doubler l’artère du
    la nécessité d’arbitrer entre les différentes           financier déterminant de la Commission           Rhône (mise en service en 2016). Le ren-
    sources d’approvisionnement du gaz. Ces                 européenne qui, dans le cadre des infra-         forcement de cet axe Sud-Nord pourrait
    besoins évoluent continuellement avec en                structures énergétiques prioritaires en          être complété dans un deuxième temps
    perspective l’accroissement des importa-                Europe, souhaite le développement d’un           par le doublement de l’artère « Est
    tions et une augmentation durable de la                 axe gazier permettant de relier le Sud de        lyonnais » (2017-2018), voire par le
    consommation de gaz en Europe, du fait                  l’Europe aux marchés du Nord-Ouest.              doublement partiel puis total de l’ar-
    de la production d’électricité.                                                                          tère de Bourgogne (2018-2020). Ces
                                                            La position géographique de la France            projets successifs répondraient à la fois
    Le gaz naturel liquéfié, notamment                      explique en grande partie les nombreux           aux évolutions envisagées pour les ter-
    en provenance du Qatar, continue de                     projets de développement de GRTgaz,              minaux à Fos-sur-Mer (Fos Tonkin en
    jouer un rôle majeur dans le futur équi-                liés aux interconnexions avec les termi-         2014-2015, Fos Faster en 2017, Fos-
    libre gazier européen, dans un contexte                 naux méthaniers et les pays voisins. Les         Cavaou à l’horizon 2020) et pour le
    empreint d’incertitude quant à la pro-                  projets présentés dans ce document sont          stockage de Manosque (2018). Ils per-
    duction de gaz non conventionnel. Les                   le fruit de discussions et d’échanges per-       mettraient également d’accroître les
    places de marché dans le Nord-Ouest de                  manents avec les utilisateurs du réseau          capacités d’interconnexion avec TIGF,
    l’Europe sont de plus en plus actives et,               de transport ainsi qu’avec les opérateurs        en lien avec le projet Midcat prévu à
    même si les prix court terme convergent                 d’infrastructures adjacentes. Ils traduisent     l’échéance de ce plan.
    déjà largement, une meilleure intégration               les demandes d’augmentation de capa-
    des marchés pourrait nécessiter des capa-               cité des 2 grandes zones Nord et Sud de
    cités d’interconnexion complémentaires.                 GRTgaz. Parmi les projets identifiés à ce
                                                            jour, il convient de souligner les dévelop-
    Les écarts de prix du gaz court ou long                 pements suivants :                             Des décisions significatives ont
    terme, comparés au coût moyen du                                                                       été prises en 2011 avec la création
    transport en France, confirment l’intérêt               • la mise en service d’un terminal à Dun-     d’un futur terminal méthanier à
    d’investir dans de nouvelles infrastruc-                   kerque (fin 2015) conduit à renforcer le    Dunkerque et le doublement de
    tures gazières pour permettre aux                          cœur de réseau avec le doublement de        l’artère du Rhône.
    expéditeurs de bénéficier des différentes                  l’artère des Hauts de France et la créa-
    opportunités du marché.                                    tion de l’arc de Dierrey. En liaison avec
                                                               l’arrivée du terminal, GRTgaz envisage
                                                               le développement de capacités de la         Le développement de l’axe Nord-Sud,
                                                               France vers la Belgique (2015-2016),        auquel contribueront directement la
                                                               grâce à l’artère des Flandres qui reliera   réalisation de l’arc de Dierrey et le dou-
                                                               Pitgam à Veurne ;                           blement de l’artère du Rhône, relance
    Le développement de l’axe Nord-                                                                        l’intérêt d’une étude sur l’opportunité
    Sud (…) relance l’intérêt d’une étude                   • le renforcement du cœur de réseau           d’une fusion des zones Nord et Sud et sur
    sur l’opportunité d’une fusion des                         dans la zone Nord est une étape néces-      les outils à mettre en place pour réaliser
    zones Nord et Sud.                                         saire pour le renforcement du terminal      cette fusion à l’issue de l’entrée en service
                                                               de Montoir envisagé en 2017 ou pour         de ces ouvrages.
                                                               le développement d’un terminal à
                                                               Antifer à l’horizon 2020. Il permettra      La mise en place d’une zone unique pour
    Ainsi, plusieurs ouvrages majeurs ont été                  également le développement d’une            le réseau de GRTgaz renforcerait l’attracti-
    mis en service en Europe, entre 2010 et                    nouvelle interconnexion avec le Luxem-      vité du marché français et la concurrence
    2011, notamment le terminal de Fos-                        bourg (2016), ainsi que la création d’un    entre les différentes sources d’approvi-
    Cavaou en France.                                          flux rebours depuis la Suisse à Oltingue    sionnement, contribuant ainsi à sécuriser
                                                               (2018). Il ouvre enfin la possibilité de    une ressource au meilleur coût.

4   Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2011-2020
De développement du réseau de transport 2011-2020 - Plan décennal - CRE
PRéSENTATION DU DOCUMENT

Présentation du document
Le Plan décennal de développement du           Principales artères du cœur de réseau
réseau de GRTgaz est fondé sur l’offre
et la demande existantes ainsi que sur                                                                BELGIQUE
les prévisions de développement raison-
nables à moyen terme des infrastructures
gazières, de la consommation de gaz et                                                         Nord                         ALLEMAGNE
                                                                                                                  LUX.
des échanges internationaux.                                                           Vexin
                                                                                                                 Marches du Nord-Est
Ce plan identifie les principales infra-
structures à construire ou à renforcer,                                    Beauce                       Seine
répertorie les investissements correspon-
                                                                                                                         Nord-Est
dants décidés ou à réaliser dans un délai
de trois ans, et présente le calendrier pré-                                                     Sologne
                                                                        Vendômois
visionnel de réalisation de l’ensemble des                                                         Berry            Bourgogne
investissements projetés.                                                     Centre                                       SUISSE

Le Plan décennal de développement du
réseau de GRTgaz comporte 4 parties :                                                           Centre-Est           Est lyonnais
                                                                     Guyenne

1. Une analyse de l’offre et de la demande                                                                                           ITALIE
    existantes en matière de transport.
                                                                                Guyenne                              Rhône
2. Une analyse à moyen terme de l’évo-
    lution :                                                                                      Midi
    - de la consommation de gaz naturel ;
    - des échanges internationaux ;                                              Gascogne
    - du développement des infrastruc-
       tures gazières adjacentes ;
                                                                  ESPAGNE
    - de l’organisation du marché gazier.

3. Les développements du réseau per-                                                           Ouvrages du cœur de réseau
   mettant de répondre à l’évolution de
                                                                                                Autres ouvrages du réseau principal
   la demande, en distinguant les projets
   décidés des projets non décidés.                                                             Terminal méthanier

4. L e calendrier prévisionnel de réali-                                                       Site de stockage
   sation des projets d’investissements
   correspondants, en identifiant de façon
   spécifique les projets dont la mise en
   service est prévue dans les 3 premières     • l’adéquation des ressources financières             ment n’est pas encore prise. Compte tenu
   années du plan.                                au besoin de financement des principales            des incertitudes du marché et des projets,
                                                  infrastructures à construire ou à renfor-           ce document ne peut engager une
Le Plan décennal de développement                 cer et dont la mise en service est prévue           quelconque responsabilité de GRTgaz,
du réseau de GRTgaz s’ouvre par une               dans les 3 premières années du plan ;               notamment quant à la réalisation de l’en-
synthèse qui rappelle en particulier les                                                              semble des développements envisagés.
principales évolutions survenues depuis        • les principales phases de réalisation d’un
l’édition de 2010.                                projet de canalisation et d’un projet de            Cependant, dans un contexte énergé-
                                                  station de compression.                             tique en permanente évolution, GRTgaz
En complément, ce document comprend                                                                   souhaite par ce document partager
quatre annexes décrivant :                     Le Plan décennal de développement                      avec l’ensemble des acteurs sa vision du
                                               du réseau de GRTgaz est un document                    marché et l’impact des projets d’inves-
• les hypothèses retenues par GRTgaz          prévisionnel basé sur des hypothèses                   tissements identifiés à ce jour, sur les
   pour l’évolution des consommations          d’évolution du marché français et du                   capacités d’entrée et de sortie du réseau
   de gaz en France ;                          marché européen. La liste des princi-                  français dans les dix prochaines années.
                                               pales infrastructures à construire ou à                GRTgaz entend ainsi apporter une infor-
• la méthodologie utilisée par GRTgaz         renforcer comprend en grande partie                    mation utile à la programmation des
   pour déterminer les capacités commer-       des ouvrages liés à des projets extérieurs             futurs flux gaziers à travers la France et
   ciales du réseau ;                          à GRTgaz, dont la décision d’investisse-               à travers l’Europe.

                                                                           Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2011-2020   5
De développement du réseau de transport 2011-2020 - Plan décennal - CRE
LE RÉSEAU DE GRTgaz

    Le réseau de grtgaz
    Avec plus de 32 260 km de canalisations
    à haute pression, le réseau de GRTgaz
    a permis d’acheminer en 2010 près de
    688 TWh de gaz naturel et de satis-
    faire une consommation de l’ordre de
    489 TWh, couvrant plus de 80 % de la
    demande française.

    Le réseau de GRTgaz est interconnecté :

    • aux frontières avec les réseaux de trans-
       port belge, allemand et suisse ;

    • dans le Sud-Ouest de la France avec le
      réseau de TIGF, lui-même interconnecté
      avec le réseau espagnol ;

    • en façade maritime avec les terminaux
       méthaniers de Fos et de Montoir,
       ainsi qu’avec le réseau norvégien
       de Gassco ;

    • a vec des stockages souterrains répartis
       sur chacune des deux zones de GRTgaz ;

    • a vec des réseaux de distribution en
       aval, qui acheminent le gaz jusqu’aux
       consommateurs finals.

    L a q u a s i - t o t a l i t é d u g a z n a t u re l
    consommé en France est importée : le
    gaz naturel entre dans le réseau aux
    points frontières ou aux points d’inter-
    connexion avec les terminaux méthaniers,
    et sort en aval vers les réseaux de distri-
    bution ou directement vers de grands                                                           > Centre de surveillance de la région Val de Seine à Paris (75)

    clients industriels. Une partie des quan-
    tités transportées transite vers les pays
    adjacents. Les volumes injectés dans les                 composé de canalisations de diamètre                 Le réseau régional est composé des
    stockages puis soutirés couvrent princi-                 important, presque toujours supérieur                éléments du réseau qui permettent
    palement les besoins liés à la modulation                ou égal à 600 mm. Une part importante                d’acheminer le gaz depuis le réseau prin-
    climatique des consommations, mais                       de ce réseau est maillée et constitue le             cipal directement jusqu’aux plus gros
    permettent également de bénéficier des                   « cœur du réseau ». Dans cette partie du             consommateurs ou jusqu’aux réseaux
    différentiels de prix dans le temps (arbi-               réseau principal, le gaz peut circuler dans          de distribution des villes. Sauf cas parti-
    trages économiques).                                     les deux sens, selon la configuration des            culier, le réseau régional fonctionne en
                                                             entrées et sorties de gaz aux intercon-              « antenne », car le gaz y circule dans
    On distingue le réseau principal de trans-               nexions ; le sens du flux peut ainsi varier          un seul sens depuis le réseau principal
    port et le réseau régional de transport.                 d’une journée à l’autre, voire au sein de            jusqu’au consommateur. Ce réseau est
                                                             la même journée. C’est la raison pour                composé de canalisations de diamètre
    Le réseau principal est composé des élé-                 laquelle il n’est pas possible d’affecter            presque toujours inférieur à 600 mm.
    ments du réseau qui relient les points                   spécifiquement un ouvrage du cœur de
    d’interconnexion avec les réseaux de                     réseau à l’acheminement du gaz en pro-               Les projets décrits et l’analyse faite dans
    transport adjacents, les terminaux métha-                venance d’une entrée ou à destination                ce document concernent essentiellement
    niers et les stockages. Ce réseau est                    d’une sortie.                                        le réseau principal.

6   Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2011-2020
De développement du réseau de transport 2011-2020 - Plan décennal - CRE
LE RÉSEAU DE GRTgaz

                          > Réseau européen du gaz naturel (source : ENTSOG)

Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2011-2020      7
De développement du réseau de transport 2011-2020 - Plan décennal - CRE
ANALYSE DE L’OFFRE ET DE LA DEMANDE DE TRANSPORT

    Analyse de l’offre
    et de la demande de transport
    p pL’offre d’acheminement
    de GRTgaz
                                                              n’importe quel point d’entrée vers n’im-
                                                              porte quel point de sortie, avec comme
                                                                                                              Depuis sa création en 2005, GRTgaz a fait
                                                                                                              évoluer de façon significative la structure
                                                              seule contrainte l’obligation d’équilibrer      de son réseau pour réduire le nombre
    L’organisation du marché français du gaz                  les quantités en entrée avec celles en          de zones d’équilibrage, en réponse à la
    naturel repose sur un système de zones                    sortie sur la journée gazière. Ce modèle        demande exprimée par la majorité des
    entrée/sortie.                                            permet donc un fonctionnement souple            acteurs du marché. La fusion des trois
                                                              du marché et favorise le développement          zones dans le Nord de la France a été
    Ce modèle d’accès au réseau facilite la                   de la concurrence.                              possible grâce aux investissements réali-
    réservation des capacités de transport qui                                                                sés par GRTgaz dans le cœur du réseau
    ne sont plus liées aux routes physiques                   L’existence de plusieurs zones entrée/          sur la période 2007 à 2010.
    empruntées par le gaz. Dans la limite                     sortie traduit les contraintes physiques
    des capacités souscrites aux différents                   du réseau et l’impossibilité, dans certains     Ainsi, depuis le 1 er janvier 2009, le
    points d’entrée et de sortie d’une zone                   scénarios, d’assurer l’acheminement du          réseau de GRTgaz comprend deux zones
    de marché, un expéditeur peut deman-                      gaz d’un point d’entrée d’une zone à un         d’équilibrage, la zone Nord et la zone
    der que son gaz soit transporté de                        point de sortie d’une autre zone.               Sud, interconnectées par une liaison, la
                                                                                                              liaison Nord-Sud. La zone Sud est reliée
                                                                                                              à la zone de TIGF par une interconnexion
    Le schéma contractuel du réseau                                                                           contractuelle unique, dont les capacités
                                                              BELGIQUE                                        sont commercialisées de façon conjointe
                                                                                                              par les deux transporteurs. Cette simpli-
                                                                                                              fication pourrait se poursuivre par la mise
                                                                                           ALLEMAGNE          en place d’une zone unique sur la base
                                                                             LUX.
                                                          Intercon-                                           d’une analyse coût/bénéfice partagée
                                                           nexions
                                                                                                              avec les différents acteurs du marché.
                                   Terminaux
                                      GNL
                                                       PEG
                                                       Nord           Consom-                                 Les capacités disponibles au niveau des
                                                                       mation
                                      Stockages                                                               différents points d’entrée et de sortie du
                                                                                                              réseau sont commercialisées avec plusieurs
                                                              Liaison Nord-Sud
                                                                                                              durées d’utilisation possibles (une journée,
                                                                                                              un mois, une ou plusieurs années). GRTgaz
                                                                                            SUISSE            propose des capacités « fermes », qui sont
                                                                                                              garanties en permanence, et des capacités
                                                  Stockages
                                                                                                              « interruptibles » qui peuvent être réduites
                                                                                                              dans certaines situations (la méthode de
                                           Intercon-
                                                               PEG
                                                               Sud               Consom-                      détermination des capacités ainsi que les
                                            nexions                               mation             ITALIE   conditions normales d’utilisation du réseau
                                                                                                              font l’objet de l’annexe II).
                                                                 Terminaux
                                                                    GNL
                                                                                                              De plus, sur chaque zone, les expéditeurs
                                      TIGF                                                                    disposent :

                                                                                                              • d’un accès coordonné terminaux/transport ;
                                                                 PEG = Point d’Échange Gaz
                                                                                                              • d’un accès aux capacités de stockage
                       ESPAGNE                                                                                  commercialisées par les opérateurs
                                                                                                                concernés ;
                                                                       Ouvrages saturés

                                                                       Station de compression

                                                                       Terminal méthanier

                                                                       Site de stockage

8   Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2011-2020
De développement du réseau de transport 2011-2020 - Plan décennal - CRE
ANALYSE DE L’OFFRE ET DE LA DEMANDE DE TRANSPORT

• d ’un accès aux points d’échange                    réseau répondent aux besoins spécifiques                 Ces dispositifs permettent de repérer
  gaz (PEG Nord, PEG Sud), associés                    des expéditeurs. Le cas échéant, il doit envi-           l’émergence de nouveaux projets ou de
  depuis novembre 2008 à une bourse 1                  sager les investissements qui permettent :               nouveaux besoins, en complément de
   d’échange du gaz, permettant des tran-                                                                       l’analyse des taux de souscription des
   sactions d’achat/vente du gaz ;                     • d e faire face à l’augmentation des                   capacités existantes. Les nouveaux besoins
                                                          consommations, notamment du fait de                   sont ensuite confirmés dans le cadre d’une
• des services de conversion de gaz de                   l’accroissement de la production d’élec-              consultation du marché spécifique (dite
  qualité H (Haut pouvoir calorifique) vers               tricité à partir du gaz naturel ;                     « open season ») qui se conclut par des
  B (Bas pouvoir calorifique), ainsi que de                                                                     engagements de souscription sur le long
  B vers H ;                                           • de créer des capacités supplémentaires                terme de la part des expéditeurs intéressés.
                                                          au niveau des interconnexions avec les
•d
  ’un mécanisme de gestion du désé-                      infrastructures gazières adjacentes ;                 GRTgaz engage ensuite le processus de
 quilibre de bilan (écart entre les entrées                                                                     décision liée à la réalisation de l’inves-
 et les sorties) basé sur des mécanismes               • de faire évoluer la structure de zone                 tissement. Ce processus suppose une
 de marché ;                                              de marché avec à terme la possibilité                 validation préalable du budget des
                                                          d’une zone unique couvrant le réseau                  investissements par les actionnaires et
•d
  e la possibilité de vendre, d’acheter ou               de GRTgaz.                                            par l’autorité de régulation, ainsi qu’une
 d’échanger des capacités d’achemine-                                                                           confirmation des conditions de rému-
 ment sur le marché secondaire, grâce à                GRTgaz analyse en continu l’évolution                    nération du projet. Le cas échéant, la
 la plate-forme électronique capsquare,                des consommations et la bonne adé-                       décision de réalisation de GRTgaz est
 commune avec le gestionnaire de trans-                quation des capacités existantes avec la                 prise simultanément avec les opérateurs
 port de gaz belge.                                    demande du marché.                                       adjacents, notamment dans le cadre du
                                                                                                                développement coordonné d’infrastruc-
En outre, GRTgaz et Powernext expéri-                  En complément de ces analyses, le dia-                   tures gazières.
mentent depuis juillet 2011 un couplage                logue permanent avec les différents
des places de marché Nord et Sud, qui                  acteurs du marché conduit à définir de
devrait permettre de fluidifier les échanges           façon optimale les caractéristiques des
entre les zones Nord et Sud, de dévelop-
per la liquidité des PEG Nord et Sud et de
                                                       investissements requis.                                  p pLa demande actuelle
                                                                                                                de capacités
favoriser la convergence des prix.
                                                       La concertation avec les                                 Comme indiqué dans le paragraphe
                                                       acteurs de marché, un élément                            précédent, l’analyse des taux de souscrip-
                                                       clé du développement                                     tion de capacité au niveau des différents
p  pAdaptation de l’offre
à la demande                                           Pour faciliter les échanges avec ses diffé-
                                                                                                                points du réseau contractuel est un
                                                                                                                élément pris en compte par GRTgaz pour
                                                       rents interlocuteurs, GRTgaz s’appuie sur                déterminer les besoins de développement
Répondre à la demande du                               plusieurs dispositifs :                                  des capacités.
marché dans son ensemble
                                                       • les instances de concertation mises                   Sur la période 2011-2020, il apparaît que
Dans le cadre de ses obligations de service               en place sur le marché français depuis                les taux de souscription des capacités aux
public, le rôle du transporteur est, comme                l’automne 2008 ;                                      points d’entrée et de sortie du réseau
par le passé, de contribuer à la sécurité                                                                       principal de transport de GRTgaz restent glo-
d’approvisionnement du marché français                 • les initiatives gazières régionales Nord-             balement stables et à un niveau élevé. À la
grâce au dimensionnement correct de ses                   Ouest et Sud pilotées par les régulateurs             date de rédaction de ce plan décennal, près
ouvrages.                                                 européens ;                                           de 80 % en moyenne de la capacité ferme
                                                                                                                proposée au marché aux points d’inter-
Par ailleurs, GRTgaz s’assure en perma-                • les travaux menés sous l’égide de                     connexion avec les réseaux étrangers, à
nence que les capacités disponibles sur son               l’ENTSOG dans le cadre de l’élaboration               Dunkerque, à Taisnières et à Obergailbach,
                                                          des plans décennaux de développe-                     a été souscrite d’ici à fin 2020.
1. La bourse est opérée par Powernext SA, entre-         ment des réseaux européens (Ten Year
    prise créée en 2001 disposant du statut de            Network Development Plan) et des plans                Des capacités demeurent néanmoins dis-
    Système Multilatéral de Négociation qui assure
                                                          d’investissements régionaux (GRIP) ;                  ponibles sur le long terme apportant des
    la gestion de marchés organisés, transparents et
    anonymes, dans le domaine de l’électricité et du                                                            possibilités d’arbitrage supplémentaires et
    gaz. GRTgaz est entré au capital de Powernext      • des rencontres bilatérales avec les opéra-            favorisant l’arrivée de nouveaux acteurs
    en mai 2008 à hauteur de 5 %.                         teurs des infrastructures gazières adjacentes.        sur le réseau.

                                                                                      Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2011-2020   9
ANALYSE DE L’OFFRE ET DE LA DEMANDE DE TRANSPORT

     GRTgaz a également analysé l’utilisa-                                                                                                     le montrent les schémas ci-après, les                                                                                                                         capacité souscrite au cours des différents
     tion des capacités souscrites. Comme                                                                                                      expéditeurs utilisent très largement la                                                                                                                       trimestres.

     Taux de souscription des capacités aux interconnexions                                                                                                                                      avec les réseaux étrangers adjacents

     100 %
          90 %
          80 %
          70 %
          60 %
          50 %
          40 %
          30 %
          20 %
          10 %
                 0%
                         janv. 2011

                                         mai 2011

                                                    sept. 2011

                                                                 janv. 2012

                                                                                mai 2012

                                                                                           sept. 2012

                                                                                                        janv. 2013

                                                                                                                     mai 2013

                                                                                                                                sept. 2013

                                                                                                                                              janv. 2014

                                                                                                                                                           mai 2014

                                                                                                                                                                       sept. 2014

                                                                                                                                                                                    janv. 2015

                                                                                                                                                                                                 mai 2015

                                                                                                                                                                                                             sept. 2015

                                                                                                                                                                                                                          janv. 2016

                                                                                                                                                                                                                                       mai 2016

                                                                                                                                                                                                                                                  sept. 2016

                                                                                                                                                                                                                                                               janv. 2017

                                                                                                                                                                                                                                                                            mai 2017

                                                                                                                                                                                                                                                                                               sept. 2017

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                 janv. 2018

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                              mai 2018

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                         sept. 2018

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                          janv. 2019

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                       mai 2019

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      sept. 2019

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                   janv. 2020

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                mai 2020

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                               sept. 2020
                                         Dunkerque                                                                        Taisnières H                                                                       Taisnières B                                                                                Obergailbach                                                                                     Oltingue

     Interconnexion avec le réseau norvégien à Dunkerque

     L’interconnexion avec le réseau de Gassco                                                                                                 point a conduit GRTgaz à étudier la pos-                                                                                                                      GRTgaz commercialise 15 GWh/j supplé-
     à Dunkerque présente le taux de souscrip-                                                                                                 sibilité de capacités additionnelles. Suite                                                                                                                   mentaires à compter du 1er octobre 2011
     tion le plus élevé (88 % en moyenne sur                                                                                                   aux discussions fin 2010 avec Gassco et                                                                                                                       et pour une durée de deux ans 2.
     la période). La demande importante sur ce                                                                                                 dans le cadre de la Concertation Gaz,

                       700 000                                                                                                                                                                                                                                                                                   100          %
                                                                                                                                                                                                                                                                                  trimestrielle de la capacité

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  90          %
                       600 000
      Capacité MWh/j

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  80          %
                                                                                                                                                                                                                                                                                      Taux d’utilisation

                       500 000                                                                                                                                                                                                                                                                                    70          %
                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  60          %
                       400 000                                                                                                                                                                                                                                                                                    50          %
                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  40          %
                       300 000                                                                                                                                                                                                                                                                                    30          %
                       200 000                                                                                                                                                                                                                                                                                    20          %
                                                                                                                                                                                                                                                                                                                  10          %
                       100 000                                                                                                                                                                                                                                                                                     0          %
                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                         1            2        3       4          1          2       3          4          1        2
                                       0
                                               9

                                                            10

                                                                                    1

                                                                                                    2

                                                                                                                        3

                                                                                                                                        4

                                                                                                                                                             6

                                                                                                                                                                             17

                                                                                                                                                                                                8

                                                                                                                                                                                                                     9

                                                                                                                                                                                                                                      0
                                             00

                                                                                  01

                                                                                                  01

                                                                                                                      01

                                                                                                                                      01

                                                                                                                                                           01

                                                                                                                                                                                              01

                                                                                                                                                                                                                   01

                                                                                                                                                                                                                                    02
                                                          20

                                                                                                                                                                           20
                                         v. 2

                                                                                i2

                                                                                              l. 2

                                                                                                                  t. 2

                                                                                                                                  v. 2

                                                                                                                                                       v. 2

                                                                                                                                                                                            i2

                                                                                                                                                                                                               l. 2

                                                                                                                                                                                                                                t. 2
                                                       rs

                                                                                                                                                                        rs
                                                                              ma

                                                                                                                                                                                          ma
                                                                                           jui

                                                                                                                                                                                                            jui
                                                                                                               sep
                                      jan

                                                                                                                                no

                                                                                                                                                    jan

                                                                                                                                                                                                                             sep
                                                     ma

                                                                                                                                                                      ma

                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                                      2009                                     2010                        2011

                                                            Souscriptions                                                                    Part réservée pour le court terme
                                                            Disponible                                                                       Capacité technique                                                                                                                                                                              Moyenne                                                     Maximum

     2. Les infrastructures de réseau principal situées en aval des points d’entrée Dunkerque et Taisnières H étant partiellement communes, des capacités fermes disponibles à
         Taisnières ont pu être commercialisées à Dunkerque, moyennant à Taisnières la conversion de ces dernières en capacités interruptibles.

10   Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2011-2020
ANALYSE DE L’OFFRE ET DE LA DEMANDE DE TRANSPORT

Interconnexion avec le réseau belge à Taisnières

S’agissant de l’entrée du gaz H, des                                                        l’hiver 2009 et un volant de capacité dis-                                                         tation de marché organisée en 2009, des
comportements basés sur une approche                                                        ponible sur le court terme.                                                                        engagements ont été pris, générant la
court terme du marché sont visibles sur la                                                                                                                                                     création de 50 GWh/j de nouvelles capa-
période 2009-2013. Ainsi, on observe des                                                    Un intérêt important est porté à ce point                                                          cités fin 2013 couvrant la totalité des
creux de réservation de capacité depuis                                                     à long terme : à l’occasion de la consul-                                                          demandes exprimées.

                  700 000                                                                                                                                                                          100   %

                                                                                                                                                                    trimestrielle de la capacité
                                                                                                                                                                                                    90   %
                  600 000
 Capacité MWh/j

                                                                                                                                                                                                    80   %

                                                                                                                                                                        Taux d’utilisation
                  500 000                                                                                                                                                                           70   %
                                                                                                                                                                                                    60   %
                  400 000                                                                                                                                                                           50   %
                                                                                                                                                                                                    40   %
                  300 000                                                                                                                                                                           30   %
                  200 000                                                                                                                                                                           20   %
                                                                                                                                                                                                    10   %
                  100 000                                                                                                                                                                            0   %
                                                                                                                                                                                                             1    2   3   4   1   2   3   4   1   2
                        0
                                9

                                           10

                                                      1

                                                                   2

                                                                                3

                                                                                            4

                                                                                                         6

                                                                                                                    17

                                                                                                                               8

                                                                                                                                            9

                                                                                                                                                         0
                              00

                                                    01

                                                                 01

                                                                              01

                                                                                          01

                                                                                                       01

                                                                                                                             01

                                                                                                                                          01

                                                                                                                                                       02
                                         20

                                                                                                                  20
                          v. 2

                                                  i2

                                                             l. 2

                                                                          t. 2

                                                                                      v. 2

                                                                                                   v. 2

                                                                                                                           i2

                                                                                                                                      l. 2

                                                                                                                                                   t. 2
                                      rs

                                                                                                               rs
                                                ma

                                                                                                                         ma
                                                          jui

                                                                                                                                   jui
                                                                       sep
                       jan

                                                                                    no

                                                                                                jan

                                                                                                                                                sep
                                    ma

                                                                                                             ma

                                                                                                                                                                                                                  2009            2010        2011

                                      Souscriptions                                     Part réservée pour le court terme
                                      Disponible                                        Capacité technique                                                                                                       Moyenne                 Maximum

S’agissant de l’interconnexion avec le                                                      destinée à alimenter les clients du Nord                                                           fortement corrélé à la consommation
réseau belge à bas pouvoir calorifique,                                                     de la France, son fonctionnement s’avère                                                           dans cette zone.

                  700 000                                                                                                                                                                          100   %
                                                                                                                                                                    trimestrielle de la capacité

                                                                                                                                                                                                    90   %
                  600 000
 Capacité MWh/j

                                                                                                                                                                                                    80   %
                                                                                                                                                                        Taux d’utilisation

                  500 000                                                                                                                                                                           70   %
                                                                                                                                                                                                    60   %
                  400 000                                                                                                                                                                           50   %
                                                                                                                                                                                                    40   %
                  300 000                                                                                                                                                                           30   %
                  200 000                                                                                                                                                                           20   %
                                                                                                                                                                                                    10   %
                  100 000                                                                                                                                                                            0   %
                                                                                                                                                                                                             1    2   3   4   1   2   3   4   1   2
                        0
                                9

                                           10

                                                      1

                                                                   2

                                                                                3

                                                                                            4

                                                                                                         6

                                                                                                                    17

                                                                                                                               8

                                                                                                                                            9

                                                                                                                                                         0
                              00

                                                    01

                                                                 01

                                                                              01

                                                                                          01

                                                                                                       01

                                                                                                                             01

                                                                                                                                          01

                                                                                                                                                       02
                                         20

                                                                                                                  20
                          v. 2

                                                  i2

                                                             l. 2

                                                                          t. 2

                                                                                      v. 2

                                                                                                   v. 2

                                                                                                                           i2

                                                                                                                                      l. 2

                                                                                                                                                   t. 2
                                      rs

                                                                                                               rs
                                                ma

                                                                                                                         ma
                                                          jui

                                                                                                                                   jui
                                                                       sep
                       jan

                                                                                    no

                                                                                                jan

                                                                                                                                                sep
                                    ma

                                                                                                             ma

                                                                                                                                                                                                                  2009            2010        2011

                                       Souscriptions                                    Part réservée pour le court terme
                                       Disponible                                       Capacité technique                                                                                                       Moyenne                 Maximum

                                                                                                                                                Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2011-2020                             11
ANALYSE DE L’OFFRE ET DE LA DEMANDE DE TRANSPORT

     Interconnexion avec l’Allemagne à Obergailbach

     Concernant le point d’entrée sur le                                                        de lever la congestion existant auparavant                                                   rectement dimensionnée par rapport au
     réseau de GRTgaz à Obergailbach, l’aug-                                                    et de répondre à la totalité des demandes                                                    besoin du marché, tout en laissant des
     mentation de capacité de 430 GWh/j à                                                       exprimées lors de l’open season. Cette                                                       capacités disponibles tant sur le court
     620 GWh/j entre 2008 et 2010 a permis                                                      interconnexion paraît aujourd’hui cor-                                                       terme que sur le long terme.

                       700 000                                                                                                                                                                   100   %

                                                                                                                                                                  trimestrielle de la capacité
                                                                                                                                                                                                  90   %
                       600 000
      Capacité MWh/j

                                                                                                                                                                                                  80   %

                                                                                                                                                                      Taux d’utilisation
                       500 000                                                                                                                                                                    70   %
                                                                                                                                                                                                  60   %
                       400 000                                                                                                                                                                    50   %
                                                                                                                                                                                                  40   %
                       300 000                                                                                                                                                                    30   %
                       200 000                                                                                                                                                                    20   %
                                                                                                                                                                                                  10   %
                       100 000                                                                                                                                                                     0   %
                                                                                                                                                                                                           1    2   3   4   1   2   3    4   1   2
                             0
                                     9

                                     0

                                     1

                                     2

                                     3

                                     4

                                     5

                                     6

                                     7

                                     8

                                     9

                                     0
                                   00

                                   01

                                   01

                                   01

                                   01

                                   01

                                   01

                                   01

                                   01

                                   01

                                   01

                                   02
                               v. 2

                               v. 2

                               v. 2

                               v. 2

                               v. 2

                               v. 2

                               v. 2

                               v. 2

                               v. 2

                               v. 2

                               v. 2

                               v. 2
                            jan

                            jan

                            jan

                            jan

                            jan

                            jan

                            jan

                            jan

                            jan

                            jan

                            jan

                            jan
                                                                                                                                                                                                                2009            2010         2011

                                           Souscriptions                                     Part réservée pour le court terme
                                           Disponible                                        Capacité technique                                                                                                Moyenne                  Maximum

     Interconnexion avec la Suisse à Oltingue

     La capacité de sortie du réseau de GRTgaz                                                  explique la baisse de flux au cours des 3e                                                   niveau de ce point. Des études sont en
     à Oltingue est totalement souscrite sur le                                                 et 4e trimestres de l’année 2010.                                                            cours avec l’opérateur adjacent afin de
     long terme. Point de sortie des transits de                                                                                                                                             répondre à cette attente pour un dévelop-
     gaz depuis la France vers la Suisse et l’Italie,                                           Un certain nombre d’expéditeurs ont                                                          pement à l’horizon 2016 (voir page 28).
     son taux d’utilisation est élevé. Une inter-                                               exprimé leur intérêt pour un accrois-
     ruption des transits sur le réseau suisse                                                  sement de la capacité disponible au

                       700 000                                                                                                                                                                   100   %
                                                                                                                                                                  trimestrielle de la capacité

                                                                                                                                                                                                  90   %
                       600 000
      Capacité MWh/j

                                                                                                                                                                                                  80   %
                                                                                                                                                                      Taux d’utilisation

                       500 000                                                                                                                                                                    70   %
                                                                                                                                                                                                  60   %
                       400 000                                                                                                                                                                    50   %
                                                                                                                                                                                                  40   %
                       300 000                                                                                                                                                                    30   %
                       200 000                                                                                                                                                                    20   %
                                                                                                                                                                                                  10   %
                       100 000                                                                                                                                                                     0   %
                                                                                                                                                                                                           1    2   3   4   1   2   3    4   1   2
                             0
                                     9

                                                10

                                                           1

                                                                        2

                                                                                     3

                                                                                                 4

                                                                                                              6

                                                                                                                         17

                                                                                                                                    8

                                                                                                                                                 9

                                                                                                                                                              0
                                   00

                                                         01

                                                                      01

                                                                                   01

                                                                                               01

                                                                                                            01

                                                                                                                                  01

                                                                                                                                               01

                                                                                                                                                            02
                                              20

                                                                                                                       20
                               v. 2

                                                       i2

                                                                  l. 2

                                                                               t. 2

                                                                                           v. 2

                                                                                                        v. 2

                                                                                                                                i2

                                                                                                                                           l. 2

                                                                                                                                                        t. 2
                                           rs

                                                                                                                    rs
                                                     ma

                                                                                                                              ma
                                                               jui

                                                                                                                                        jui
                                                                            sep
                            jan

                                                                                         no

                                                                                                     jan

                                                                                                                                                     sep
                                         ma

                                                                                                                  ma

                                                                                                                                                                                                                2009            2010         2011

                                           Souscriptions                                     Part réservée pour le court terme
                                           Disponible                                        Capacité technique                                                                                                Moyenne                 Maximum

12   Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2011-2020
ANALYSE DE L’OFFRE ET DE LA DEMANDE DE TRANSPORT

Liaison entre les zones d’équilibrage Nord et Sud

Créée en 2009 suite à la fusion des             La consultation menée dans le cadre de                                   se développent au profit des acteurs dans
anciennes zones Nord, Est et Ouest, la          l’open season France-Espagne a confirmé                                  le Nord qui bénéficient ainsi d’un accès
liaison Nord-Sud connaît un taux élevé de       le besoin de développer les capacités                                    renforcé aux sources de GNL.
souscription. Conséquence d’un niveau           d’interconnexion entre la zone Nord et la
restreint de capacités physiques tant           zone Sud. Ce besoin exprimé au premier                                   Enfin, la Concertation Gaz a fait évoluer
entre les zones Nord et Sud qu’au sein          semestre 2010 a vraisemblablement                                        les règles de commercialisation pour
de la zone Sud, la limitation de la capacité    évolué du fait de la mise en service totale                              permettre une meilleure répartition de
commercialisée à 230 GWh/j donne lieu à         du terminal de Fos-Cavaou, qui conduit à                                 la capacité entre les acteurs et favo-
une congestion contractuelle.                   une moindre sollicitation de cette liaison                               riser l’accès à la zone Sud des acteurs
                                                dans le sens historique des flux. En                                     dont le besoin d’approvisionnement est
                                                revanche, les flux dans le sens Sud-Nord                                 modeste.

Sens Nord-Sud
                  700 000                                                                                                     100   %

                                                                                               trimestrielle de la capacité
                                                                                                                               90   %
                  600 000
 Capacité MWh/j

                                                                                                                               80   %

                                                                                                   Taux d’utilisation
                  500 000                                                                                                      70   %
                                                                                                                               60   %
                  400 000                                                                                                      50   %
                                                                                                                               40   %
                  300 000                                                                                                      30   %
                  200 000                                                                                                      20   %
                                                                                                                               10   %
                  100 000                                                                                                       0   %
                                                                                                                                        1    2   3   4   1   2   3   4   1   2
                       0
                                  9
                                 09

                                  0

                                  1

                                  2

                                 13

                                  4

                        ma 5
                                  6

                                  7

                                 18
                                00

                                01

                                01

                                01

                                01

                                01

                                01

                                01
                               20

                               20

                               20
                           v. 2

                           v. 2

                           t. 2

                           t. 2

                            l. 2

                           n2

                             i2
                            r. 2
                           c.

                          ût

                           rs
                        jui

                         av
                        jui
                        oc

                       sep
                       jan

                        no
                        dé

                       ma
                       ao

                                                                                                                                             2009            2010        2011

                            Souscriptions      Part réservée pour le court terme
                            Disponible         Capacité technique                                                                           Moyenne                 Maximum

Sens Sud-Nord
                  700 000                                                                                                     100   %
                                                                                               trimestrielle de la capacité

                                                                                                                               90   %
                  600 000
 Capacité MWh/j

                                                                                                                               80   %
                                                                                                   Taux d’utilisation

                  500 000                                                                                                      70   %
                                                                                                                               60   %
                  400 000                                                                                                      50   %
                                                                                                                               40   %
                  300 000                                                                                                      30   %
                  200 000                                                                                                      20   %
                                                                                                                               10   %
                  100 000                                                                                                       0   %
                                                                                                                                        1    2   3   4   1   2   3   4   1   2
                       0
                                  9
                                 09

                                  0

                                  1

                                  2

                                 13

                                  4

                        ma 5
                                  6

                                  7

                                 18
                                00

                                01

                                01

                                01

                                01

                                01

                                01

                                01
                               20

                               20

                               20
                           v. 2

                           v. 2

                           t. 2

                           t. 2

                            l. 2

                           n2

                             i2
                            r. 2
                           c.

                          ût

                           rs
                        jui

                         av
                        jui
                        oc

                       sep
                       jan

                        no
                        dé

                       ma
                       ao

                                                                                                                                             2009            2010        2011

                            Souscriptions      Part réservée pour le court terme
                            Disponible         Capacité technique                                                                           Moyenne                 Maximum

                                                                           Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2011-2020                             13
ANALYSE DE L’OFFRE ET DE LA DEMANDE DE TRANSPORT

     Interconnexion avec le réseau de TIGF

     Le fonctionnement de la liaison avec TIGF               la France et l’Espagne, la demande du                                  pour justifier le développement du projet
     est caractérisé par une forte saisonnalité.             marché a permis le développement des                                   Midcat. Les capacités d’interconnexion
     Suite aux consultations menées en 2009                  interconnexions à Larrau et Biriatou, pour                             des réseaux de GRTgaz et de TIGF vont
     puis en 2010 sur l’interconnexion entre                 2013 et 2015. Elle n’a pas été suffisante                              évoluer en conséquence.

     Sortie vers le réseau de TIGF
                       700 000                                                                                                           100   %

                                                                                                          trimestrielle de la capacité
                                                                                                                                          90   %
                       600 000
      Capacité MWh/j

                                                                                                                                          80   %

                                                                                                              Taux d’utilisation
                       500 000                                                                                                            70   %
                                                                                                                                          60   %
                       400 000                                                                                                            50   %
                                                                                                                                          40   %
                       300 000                                                                                                            30   %
                       200 000                                                                                                            20   %
                                                                                                                                          10   %
                       100 000                                                                                                             0   %
                                                                                                                                                   1    2   3   4   1   2   3   4   1   2
                            0
                            no 09
                           sep 09

                            jui 10
                            ma 11
                           ma 12

                           jan 13

                            no 14
                           sep 14

                            jui 15
                            ma 16
                           ma 17
                                    18
                                   0
                                   0

                                   0
                                   0
                                   0
                                  20

                                   0
                                   0

                                   0
                                   0
                                   0
                                  20
                              v. 2
                              v. 2

                               t. 2
                               l. 2

                                i2

                              v. 2
                              v. 2

                               t. 2
                               l. 2

                                i2
                              rs

                              rs
                           jan

                                                                                                                                                        2009            2010        2011

                                 Souscriptions             Part réservée pour le court terme
                                 Disponible                Capacité technique                                                                          Moyenne                 Maximum

     Entrée depuis le réseau de TIGF
                       700 000                                                                                                           100   %
                                                                                                          trimestrielle de la capacité
                                                                                                                                          90   %
                       600 000
      Capacité MWh/j

                                                                                                                                          80   %
                                                                                                              Taux d’utilisation

                       500 000                                                                                                            70   %
                                                                                                                                          60   %
                       400 000                                                                                                            50   %
                                                                                                                                          40   %
                       300 000                                                                                                            30   %
                       200 000                                                                                                            20   %
                                                                                                                                          10   %
                       100 000                                                                                                             0   %
                                                                                                                                                   1    2   3   4   1   2   3   4   1   2
                            0
                            no 09
                           sep 09

                            jui 10
                            ma 11
                           ma 12

                           jan 13

                            no 14
                           sep 14

                            jui 15
                            ma 16
                           ma 17
                                    18
                                   0
                                   0

                                   0
                                   0
                                   0
                                  20

                                   0
                                   0

                                   0
                                   0
                                   0
                                  20
                              v. 2
                              v. 2

                               t. 2
                               l. 2

                                i2

                              v. 2
                              v. 2

                               t. 2
                               l. 2

                                i2
                              rs

                              rs
                           jan

                                                                                                                                                        2009            2010        2011

                                 Souscriptions             Part réservée pour le court terme
                                 Disponible                Capacité technique                                                                          Moyenne                 Maximum

14   Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2011-2020
UN MARCHÉ DU GAZ EN ÉVOLUTION

Un marché du gaz en évolution
p pDes projections
de consommations
                                                     conditions climatiques durant 2010, avec
                                                     deux hivers consécutifs très rigoureux
                                                                                                             géographiquement diversifiées, prix com-
                                                                                                             pétitif par rapport aux autres énergies et
orientées à la hausse                                en Europe, ont engendré des consom-                     émissions de gaz à effet de serre les plus
                                                     mations très significatives des secteurs                faibles parmi les énergies fossiles.
                                                     résidentiel et tertiaire.
Une année 2010 exceptionnelle                                                                                Ce rapport présente un nouveau scéna-
                                                     La reprise économique plus rapide qu’an-                rio qui intègre notamment une croissance
L’année 2010 s’est avérée exceptionnelle             ticipée a soutenu fortement la demande                  plus faible du nucléaire, une nouvelle
pour le gaz naturel, la consommation                 gazière, notamment grâce à l’activité                   politique énergétique en Chine et un
mondiale enregistrant une croissance                 industrielle et à sa croissance au premier              rôle accru de la production de gaz non
annuelle de 7 %. Ce rebond significatif              semestre 2010.                                          conventionnel. Ainsi, la demande mon-
compense largement le déclin historique                                                                      diale de gaz naturel devrait progresser
enregistré durant l’année 2009 et permet             Enfin, la compétitivité des prix du gaz a favo-         de 2 % par an, contre 1,4 % dans les
ainsi à la consommation mondiale d’affi-             risé cette source d’énergie dans le secteur             estimations réalisées en 2010. Le gaz
cher un niveau supérieur à celui antérieur           industriel et la production d’électricité.              pourrait représenter plus d’un quart de la
à la crise économique.                                                                                       demande mondiale en énergie en 2035,
                                                     Au final, la consommation de gaz s’est                  contre 21 % actuellement. À l’horizon
La consommation gazière de l’Union                   accrue fortement dans tous ses usages :                 2030, cette source d’énergie pourrait
européenne a enregistré une croissance               chauffage résidentiel et tertiaire, procédés            ainsi dépasser la part du charbon dans
analogue en 2010 pour s’établir à environ            industriels et production d’électricité.                l’éventail du « mix » énergétique.
510 Gm3 et retrouve un niveau proche de
celui atteint avant la crise.                                                                                Près de 80 % de la hausse attendue de
                                                     Une place prépondérante                                 la demande en gaz entre 2010 et 2035
La hausse de la consommation euro-                   durable pour le gaz dans le                             devrait provenir des pays non membres
péenne s’explique par des facteurs aussi             mix énergétique                                         de l’OCDE, la Chine jouant un rôle pré-
bien structurels que conjoncturels que                                                                       pondérant.
l’on peut distinguer en analysant les dif-           Selon le rapport annuel de l’Agence
férents usages du gaz naturel.                       Internationale de l’Énergie (AIE) publié                En Europe, à l’horizon 2035, la demande
                                                     en juin 2011, le gaz naturel serait proche              de gaz pourrait atteindre plus de
La plus forte progression de la demande              d’un « âge d’or » du fait d’atouts signi-               630 Gm3 dans le nouveau scénario de
est liée à un facteur conjoncturel : les             ficatifs : réserves prouvées abondantes et              l’AIE. Ce dynamisme accru de la demande
                                                                                                             provient essentiellement d’une réesti-
                                                                                                             mation des besoins pour la production
Évolution de la consommation de gaz de l’Union européenne 2010 vs 2009                                       d’électricité.
       35

       30
                                                                                                             p pDes approvisionnements
                                                                                                             européens en
       25                               18
                                                                                                             recomposition
       20
 Gm3

                                                                                                             Des importations de GNL en
       15             33                                                                                     forte augmentation en 2010

       10                                                       9                                            En 2010, le niveau de production de
                                                                                                             l’Union européenne est resté stable, en
         5                                                                                                   particulier grâce à un accroissement fort
                                                                                      7                      de la production néerlandaise, et couvre
         0                                                                                                   35 % de la demande.
                Hausse de la      Dont résidentiel         Dont industrie      Dont génération
               consommation          tertiaire                                    électrique
              Union européenne                                                                               De ce fait, les importations ont dû aug-
                                                                                                             menter pour répondre à la hausse de la
                                                                     Source GRTgaz d’après IHS CERA

                                                                                   Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2011-2020   15
UN MARCHÉ DU GAZ EN ÉVOLUTION

            Les impacts de la catastrophe de Fukushima
            Le drame vécu par le Japon                        le premier importateur mondial                sur les centrales nucléaires
            le 11 mars 2011, séisme puis                      de GNL, avec des achats de                    européennes dont les résultats
            tsunami déclenchant le plus                       l’ordre de 100 Gm3/an. Le besoin              seront rendus publiques fin 2011.
            grave accident nucléaire depuis                   additionnel de GNL est estimé
            Tchernobyl, a des implications                    par les analystes dans une large              La catastrophe de Fukushima a
            fortes pour le marché                             fourchette de 6 à 12 Gm3/an.                  ravivé les débats sur la sécurité
            énergétique mondial.                                                                            des centrales nucléaires et
                                                              En Europe, le gouvernement                    la diversification des sources
            Au Japon, environ 15 GW de                        allemand a décidé le 15 mars 2011             d’alimentation énergétique. Quels
            capacité nucléaire sont hors-                     d’arrêter immédiatement les                   que soient les mix énergétiques
            service à mi-2011. Des capacités                  réacteurs nucléaires les plus                 existant dans les différents États
            de génération thermique (en                       anciens (soit une capacité de                 membres, le gaz naturel se
            majorité des centrales à charbon)                 7 GW). En juin 2011, l’Allemagne a            positionne d’ores et déjà parmi
            ont également été endommagées.                    décidé l’arrêt de toute production            les énergies majeures du monde
                                                              nucléaire à l’horizon 2022 avec un            de demain.
            Les centrales à cycle combiné                     échelonnement des fermetures
            gaz et les terminaux méthaniers                   des centrales à partir de 2015.               À moyen et long terme, ce
            ayant été épargnés par la                                                                       nouveau contexte est de nature
            catastrophe, le GNL devient par                   Par ailleurs, la Commission                   à accroître la demande de
            essence l’alternative énergétique                 européenne a demandé à tous                   gaz en Europe, ce qui devrait
            du Japon pour faire face à ses                    les producteurs électriques                   engendrer un besoin de nouvelles
            besoins électriques. Le Japon est                 d’effectuer des « stress tests »              infrastructures gazières.

     demande, avec un bond annuel de 25 %                    Évolution de l’offre de gaz dans l’Union européenne 2010 vs 2009
     des importations de GNL de l’Europe, alors              (par provenance d’origine)
     que dans le même temps les importations de                      18
     gaz par gazoduc enregistraient une hausse
     annuelle plus mesurée de l’ordre de 2 %.                        16

                                                                     14
     Le Qatar s’avère être le principal artisan de
     la progression de l’offre GNL : les volumes                     12
     additionnels qataris, de l’ordre de + 16 Gm3
     en 2010, ont été importés principalement                        10
     par le Royaume-Uni, l’Italie et la France.                       8                                                                           16
                                                               Gm3

     Les importations de GNL couvrent désormais                       6
     15 % de la demande de gaz en Europe.
                                                                      4                                                              7
     Enfin, il convient de noter que les acteurs                      2                                             4
     de marché ont effectué de très importants                                                          2
                                                                      0                      1
     soutirages de gaz en stock pour complé-                                                Russie   Algérie     Norvège          Pays-Bas        Qatar
     ter l’équilibre offre-demande en 2010.                                      -2        (+ 1 %)   (+ 4 %)     (+ 4 %)          (+ 12 %)      (+ 25 % )
                                                                     -2
                                                                             Royaume-
                                                                             Uni (- 4 %)
                                                                     -4
     Évolution des prix du gaz                                                                                             Source GRTgaz d’après IHS CERA et BP
     en Europe

     Le marché du gaz a vécu en 2009 la                     a eu d’importantes conséquences sur les            mécaniquement par la hausse tendan-
     naissance d’une bulle gazière, conjonc-                prix de marché du gaz aux États-Unis et            cielle du prix du pétrole.
     tion de la mise en service de nouvelles                en Europe.
     capacités d’exportation de GNL, du                                                                        Les prix spot day-ahead en Europe, régis
     fléchissement de la demande mondiale                   En 2010, les prix des contrats long terme          par l’équilibre offre-demande de court
     de gaz et de la production de gaz non                  européens, reflétés par le prix moyen              terme, ont également très fortement pro-
     conventionnel aux États-Unis. Cette                    d’importation en Allemagne, se sont                gressé en 2010 en raison principalement
     situation d’offre supérieure à la demande              accrus de manière constante impactés               de la hausse de la demande.

16   Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2011-2020
UN MARCHÉ DU GAZ EN ÉVOLUTION

Tout en restant globalement inférieurs aux                      infrastructures pour répondre au besoin                                  Des places de marché dynamiques
prix des contrats long terme, les prix spot                     d’arbitrage entre flux gaziers rendu
sont sujets à une forte volatilité, le dif-                     nécessaire par cette situation.                                          Les conditions de marché prévalant
férentiel entre ces deux références ayant                                                                                                en 2010 ont favorisé une hausse très
pu atteindre de l’ordre de 10 €/MWh                             On note, par ailleurs, que les prix de                                   significative des volumes échangés sur
au cours de la période.                                         marché dans le Nord-Ouest de l’Europe                                    toutes les places de marché en Europe.
                                                                convergent déjà significativement.                                       Ces places sont associées à des marchés
La comparaison entre le coût moyen du                           La poursuite de cette intégration des                                    organisés (bourses) qui rassemblent des
transport en France et les prix du gaz de                       places de marché européennes pourrait                                    transactions à l’achat et à la vente et four-
court terme ou de long terme confirme                           également nécessiter des capacités d’in-                                 nissent une référence de prix commune
l’intérêt d’investir dans de nouvelles                          terconnexion complémentaires.                                            et publique.

Évolution des prix du gaz de long terme et des prix spot day-ahead en Europe en 2010
                   28

                   26

                   24
 Prix en € / MWh

                   22
                                                                                                                                                                    NCG DA
                   20
                                                                                                                                                                    Gaspool DA
                   18
                                                                                                                                                                    TTF DA
                   16
                                                                                                                                                                    Zeebrugge DA
                   14
                                                                                                                                                                    PEG Nord DA

                   12                                                                                                                                               NBP DA

                   10                                                                                                                                               Prix moyen
                                                                                                                                                                    d’importation
                    8                                                                                                                                               en Allemagne
                    01/01/10   01/03/10   01/05/10   01/07/10      01/09/10                   01/11/10   01/01/11    01/03/11          01/05/11

                                                                                                                                       Source GRTgaz d’après BAFA et bourses électroniques

L’augmentation de la liquidité des                              Évolution des volumes échangés sur les places de marché en Europe
marchés de gros a ainsi renforcé la                                                     450
concurrence : de nouveaux acteurs appa-
raissent et prennent des parts de marché                                                400
tant pour des opérations de trading que
                                                                                        350
pour la fourniture de gaz à des clients
                                                                    Volume (BCM/year)

finals. Ces derniers ont par ailleurs accès                                             300
directement à ces places de marché grâce
à la gamme de solutions développée par                                                  250
GRTgaz (voir encadré).                                                                  200

L’incorporation de prix de marché dans                                                  150
les contrats qui lient les consommateurs
                                                                                        100
à leurs fournisseurs traduit l’importance
croissante des hubs gaziers en Europe. Il                                                50
semble que les conditions soient réunies
– fondamentaux offre/demande, essor                                                       0
des importations de GNL, jeu d’acteurs                                                           2003     2004      2005        2006        2007       2008      2009      2010

sur les différents maillons de la chaîne,
mécanismes régulatoires, etc. – pour                                                             TTF                                     PEG’s                          Gaspool
que le rôle des places de marché conti-                                                          Zeebrugge                               CEGH
nue à se développer fortement dans un                                                            NCG                                     PSV
horizon proche.
                                                                                                                                                                                  Source AIE

                                                                                                          Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2011-2020            17
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