Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021 - Construisons le transport de demain
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Plan décennal de développement
du réseau de transport
de GRTgaz 2012-2021
Construisons le transport de demain
Carte du réseau
de GRTgaz
2012
585
570 (Taisnières H)
Dunkerque
Taisnières
(Taisnières B)
230
Réseau principal Obergailbach 620
Réseau régional
24 stations de compression
2 stations de compression Zone Nord
223
en construction
Oltingue
5 points d’interconnexion réseau
Montoir de Bretagne 230 230
3 terminaux méthaniers
370
1 terminal méthanier
en construction Zone Sud
14 stockages souterrains
Sens du flux du gaz naturel 80
Capacité ferme en GWh/jour 325
TIGF
Biriatou
Fos-Tonkin Fos-Cavaou
Larrau
410Chiffres clés
2011
32 121 km
canalisations haute pression
56 Mds de m3
soit 640 TWh transportés
dont :
449 TWh consommés
•
• 88 TWh stockés
•1
03 TWh transités
449 TWh
échangés
89 clients expéditeurs
855 clients raccordés
16 gestionnaires de réseau de distribution ;
•
•1
1 centrales de production d’électricité ;
•8
28 consommateurs industriels.
3 062 collaborateurs
1,56 Md €
chiffre d’affaires
524 M€
investissementsSommaire 01 Profil 02 Avant-propos du directeur général 03 SYNTHÈSE 04 Le cadre du plan décennal de développement du réseau de transport 05 Les politiques énergétiques européenne et française 07 La France : une géographie privilégiée au service de l’Europe 08 Le plan décennal de GRTgaz : contribuer à l’atteinte des objectifs énergétiques 11 L’OFFRE ET LA DEMANDE DE TRANSPORT 12 L’offre de transport de GRTgaz 15 Les principales évolutions depuis le plan 2011 17 La demande de capacités 24 L’ÉVOLUTION DU MARCHÉ DU GAZ EN EUROPE ET EN FRANCE 25 La consommation européenne de gaz naturel 27 Les approvisionnements européens de gaz naturel 31 Sécuriser l’approvisionnement gazier de l’Europe 34 France : l’évolution de la consommation 38 France : une plate-forme stratégique pour l’Europe du gaz 40 LE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE TRANSPORT DE GRTgaz 41 Développer le réseau de transport 42 Les développements en zone Nord 46 Les développements en zone Sud 49 Décentraliser l’odorisation du gaz naturel 51 Fusionner les zones de marché Nord et Sud 54 Raccorder la Corse au gaz naturel 55 LE CALENDRIER PRÉVISIONNEL DE RÉALISATION 56 Les ouvrages mis en service dans les trois ans 56 Les ouvrages mis en service après 2014 58 Le développement prévisionnel des capacités 2012-2021 59 ANNEXES 60 Interconnexions : utilisation et taux de souscription 62 La détermination des capacités commerciales du réseau 65 La réalisation des grands projets 67 Glossaire Volet 1 Carte du réseau de GRTgaz en 2012 Volet 2 Carte du réseau de GRTgaz en 2021
profil
GRTgaz
GRTgaz exploite en France le plus long réseau de transport de gaz naturel
à haute pression d’Europe et l’un des mieux interconnectés. Il permet
d’accéder à des sources de gaz diversifiées et facilite les échanges de gaz
à l’échelle européenne.
Relié aux réseaux de transport norvégien, belge, allemand, italien via la Suisse et espagnol via TIGF,
connecté aux terminaux méthaniers des façades atlantique et méditerranéenne qui reçoivent du gaz
naturel liquéfié (GNL) du monde entier, le réseau de GRTgaz contribue à la sécurité d’approvisionnement
de l’Europe et à la construction d’un marché du gaz naturel intégré, efficace et compétitif.
Le réseau de transport se décompose fonctionnellement en deux ensembles :
• Le réseau principal relie les points d’interconnexion avec les réseaux de transport adjacents, les ter-
minaux méthaniers et les stockages. Constitué de canalisations de 600 mm à 1 200 mm de diamètre,
il comporte une partie maillée dans laquelle le gaz peut circuler dans les deux sens : le cœur de réseau.
Les investissements opérés sur le cœur de réseau bénéficient potentiellement à l’ensemble des points
d’entrée et de sortie dans la zone d’équilibrage concernée 1.
• Le réseau régional achemine le gaz du réseau principal jusqu’aux réseaux de distribution et aux
grands consommateurs, industriels et centrales utilisant le gaz naturel pour produire de l’électricité. Il
est composé de canalisations de diamètre généralement inférieur à 600 mm et sauf cas particulier, le
gaz y circule dans un seul sens.
L’analyse et les projets présentés dans ce document concernent essentiellement le réseau principal.
Ils s’inscrivent dans le cadre de la politique énergétique européenne et française. Ils s’appuient sur les
besoins exprimés par les utilisateurs du réseau et les opérateurs adjacents ainsi que sur l’évolution prévi-
sionnelle des échanges de gaz aux niveaux français, régional et européen. Ils intègrent les prévisions de
consommation et les obligations faites aux transporteurs en matière de sécurité d’approvisionnement.
Ils tiennent compte des résultats de la consultation publique réalisée par la Commission de régulation
de l’énergie (CRE) en novembre 2011 et de la délibération de la CRE du 15 décembre 2011 2.
1. En France, un expéditeur peut demander le transport de son gaz de tout point d’entrée vers tout point de sortie d’une même zone de marché
dans la limite des capacités souscrites à ces différents points. Sa seule obligation est d’équilibrer entrées et sorties sur la journée gazière. GRTgaz
compte deux zones d’équilibrage : la zone Nord et la Zone Sud.
2. Délibération de la Commission de régulation de l’énergie du 15 décembre 2011 relative à l’examen des plans décennaux de développement et
portant approbation des programmes d’investissements des gestionnaires de réseaux de transport de gaz pour l’année 2012.
Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021 1Avant-propos du directeur général
Réussir l’intégration
des marchés
2012 confirme l’interaction des marchés de l’énergie au niveau mondial :
• La catastrophe de Fukushima a entraîné une augmentation des importations de
gaz naturel pour la production d’électricité et une hausse des prix du GNL3 en Asie
où la demande progresse globalement.
• La production de gaz non conventionnel aux États-Unis se traduit par un prix
compétitif de cette énergie sur le Henry Hub4.
• L’Amérique exporte désormais une part plus importante de son charbon pour la
production d’électricité en Europe ce qui a pesé sur l’utilisation des centrales au gaz
et sur le bilan carbone de notre continent.
• Le GNL déserte les terminaux méthaniers européens et la configuration des flux
gaziers a significativement évolué sur le réseau de GRTgaz.
Comme l’attestent les écarts de prix du gaz sur les places de marché françaises et
européennes, le renforcement des infrastructures est indispensable à l’intégration
des marchés et à l’obtention d’un approvisionnement au moindre coût malgré
un contexte économique défavorable qui pèse sur la consommation d’énergie
en Europe.
Cette analyse partagée par la Commission européenne se concrétise par la défini-
tion de corridors prioritaires et de projets d’intérêt commun, l’élaboration de plans
d’investissements régionaux en gaz et la rédaction d’un « paquet infrastructure ».
La France est directement concernée par le corridor Nord – Sud à l’Ouest de
l’Europe.
Outre la décision de doubler l’artère du Rhône, GRTgaz a validé la construction
d’une interconnexion pour acheminer du gaz de la France vers la Belgique et d’une
nouvelle canalisation, l’Arc de Dierrey. Le lancement des études de renforcement
de l’Artère de Bourgogne complétera les infrastructures nécessaires à ce corridor
et ouvrira de nouvelles perspectives à la fusion des zones de marché en France.
Le gaz naturel va jouer un rôle essentiel dans la transition énergétique de la France
et de l’Europe. GRTgaz a l’ambition d’être un acteur de cette transition en mettant
son réseau, son savoir – faire et sa position géographique privilégiée au service de
ce grand défi.
GRTgaz publie en 2012 la septième édition de son plan décennal de développement
du réseau.
Je vous en souhaite une bonne lecture et j’espère vivement que ce document
continuera d’alimenter la concertation avec les utilisateurs du réseau français et plus
largement, avec toutes les parties intéressées afin de contribuer à la construction
du marché européen du gaz naturel.
Philippe Boucly
3. G
az Naturel Liquéfié.
4. Place de marché aux États-Unis pour les échanges de gaz.
2 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021Synthèse
Sécurité d’approvisionnement, compétitivité et durabilité sont les
principaux objectifs de la politique énergétique de l’Europe. Pour les
atteindre, l’Union européenne entend mettre en place d’ici 2014 un
marché intérieur de l’énergie intégré, interconnecté et pleinement
opérationnel.
GRTgaz a investi plus de 1 milliard d’euros pour les années 2010 et
2011 afin de renforcer ses infrastructures, développer ses capacités
d’échange avec les réseaux adjacents, simplifier l’accès au marché.
Il se tient prêt à accroître ses capacités de 40 % à l’horizon 2021
afin de mettre la situation géographique privilégiée de la France
au service de la sécurité d’approvisionnement de l’Europe et de
contribuer au succès de la transition énergétique nationale et
européenne.
p. 4 Le cadre du plan décennal de
développement du réseau de
transport
p. 5 Les politiques énergétiques
européenne et française
p. 7 La France : une géographie
privilégiée au service de
l’Europe
p. 8 Le plan décennal de GRTgaz :
contribuer à l’atteinte des
objectifs énergétiques
Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021 3SYNTHÈSE
Le cadre du plan décennal de développement
du réseau de transport
Le code de l’énergie transpose en droit français la directive et les
règlements européens fixant les conditions d’accès aux infrastructures
gazières et les règles communes applicables au marché intérieur du gaz
naturel. Dans ce cadre, GRTgaz élabore chaque année un plan décennal
de développement de son réseau de transport de gaz en France5 et le
soumet à la Commission de régulation de l’énergie (CRE) pour examen.
Le plan décennal de GRTgaz prend en compte les besoins et les projets des parties intéressées aux Ce plan décennal
niveaux national, supranational ou européen. Il est fondé sur l’offre et la demande de gaz existantes permet d’évaluer
et sur des prévisions raisonnables de développement à moyen terme des infrastructures gazières, de la l’impact des projets
consommation et des échanges internationaux. identifiés sur les
capacités d’entrée
• Il identifie les principales infrastructures de transport de gaz à construire ou renforcer dans les dix ans
et de sortie du
à venir.
réseau français,
• Il répertorie les investissements décidés ou à réaliser dans un délai de trois ans.
apportant une
• Il présente un calendrier prévisionnel pour l’ensemble des investissements évoqués en distinguant les information utile à
projets décidés et non décidés. la programmation
des futurs flux
La CRE recueille l’avis du marché, vérifie que les besoins d’investissement sont bien couverts et s’assure
gaziers en France et
de la cohérence de ce plan avec le plan de développement à dix ans du réseau européen (TYNDP) établi
en Europe.
par l’ENTSOG6 tous les deux ans. Elle contrôle également la réalisation des investissements des trois pre-
mières années qui sont engageants. Au sein de GRTgaz, le responsable de la conformité7 vérifie la bonne
exécution de ce plan. Sous réserve des compétences attribuées en propre à la CRE, sa mission, fixée par
le Code de l’énergie, consiste à veiller à la conformité des pratiques de GRTgaz avec ses obligations de
gestionnaire de réseau de transport indépendant (ITO).
Le plan décennal permet d’évaluer l’impact des projets identifiés sur les capacités d’entrée et de sortie
du réseau français, apportant une information utile à la programmation des futurs flux gaziers en France
et en Europe.
Une grande partie des ouvrages à construire ou à renforcer est cependant conditionnée par les projets
d’autres opérateurs dont les décisions d’investissement ne sont pas prises. Pour les projets en attente
d’une décision de réalisation, les éléments financiers présentés reposent sur des estimations. À ce titre,
les chiffres ne sont donnés qu’à titre indicatif. Compte tenu des incertitudes du marché et des projets
dans un contexte énergétique en forte évolution, ce document ne peut engager la responsabilité de
GRTgaz quant à la réalisation de tous les développements envisagés.
5. Directive européenne n° 2009/73/CE et ordonnance n° 2011-504 du 9 mai 2011 déclinant en droit français cette directive.
6. European Network of Transmission System Operators for Gas, l’association européenne des transporteurs de gaz naturel. GRTgaz a contribué à
l’élaboration du premier plan décennal européen publié par l’ENTSOG en 2010. Une seconde version du Ten Year Network Development Plan
sera publiée en 2012.
7. Claude Doerflinger : claude.doerflinger@grtgaz.com.
4 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021SYNTHÈSE
Les politiques énergétiques européenne
et française
Le pétrole plus rare et plus cher, la lutte contre le réchauffement
climatique, la complémentarité entre le gaz naturel et les énergies
renouvelables, les conséquences de la catastrophe de Fukushima sur
les politiques énergétiques de plusieurs pays renforcent le rôle du
gaz naturel pour réussir la transition énergétique dans un contexte
économique difficile.
Contribuer à l’atteinte des objectifs 2020 et au-delà
L’Europe s’est fixé trois objectifs pour 2020 : réduire de 20 % ses émissions de gaz à effet de serre
(GES) par rapport à leur niveau de 1990, porter à 20 % la part des énergies renouvelables (ENR) dans
la consommation finale d’énergie (23 % pour la France) et améliorer de 20 % l’efficacité énergétique.
Au-delà de ce paquet Énergie-climat, la Commission européenne propose une cible de 55 % d’ENR et
une division par 4 des émissions de gaz à effet de serre (facteur 4) à l’horizon 2050.
Le gaz naturel contribue à l’atteinte de ces objectifs avec :
• un bilan carbone favorable de 2,3 tonnes de CO2 / tep contre 3,1 tonnes pour le fioul et 4 tonnes
pour le charbon ;
• une grande souplesse et un rendement énergétique élevé pour produire de l’électricité en synergie
avec le développement des ENR.
En synergie avec l’essor ENR
Les centrales électriques au gaz naturel permettent d’adapter rapidement la production d’électricité à
la demande en période de pointe et en complément des énergies éolienne et solaire. Elles émettent
deux fois moins de CO2 que les centrales à charbon et sont plus économiques à construire et exploiter.
Les centrales à cycle combiné gaz (CCCG), qui associent une turbine à gaz et une turbine à vapeur,
offrent un rendement énergétique particulièrement élevé : de l’ordre de 55 % contre 35 % pour une
centrale à charbon.
Tant que d’autres solutions ne seront pas disponibles et compétitives, les centrales à gaz sont une solution
privilégiée pour assurer la satisfaction de la demande électrique. La production d’électricité pourrait ainsi
représenter 40 % de la consommation primaire de gaz naturel en Europe en 20308.
Pour les systèmes gaziers, cela se traduira par des besoins accrus de flexibilité intra-journalière et par
une interdépendance de plus en plus forte avec les systèmes électriques.
8. Eurogas Long term outlook to 2030.
Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021 5SYNTHÈSE
Sécurité d’approvisionnement, compétitivité :
le rôle stratégique du transport
La France importe plus de 98 % du gaz naturel qu’elle consomme ; l’Europe 66 % en 2011 et cette part
pourrait dépasser 85 % en 2035 avec le déclin de la production intérieure 9.
La mise en service de nouveaux gazoducs et de nouvelles capacités d’importation de GNL sera indis-
pensable pour renforcer la sécurité des approvisionnements en donnant accès à des sources de gaz
diversifiées. Elle permettra aussi d’accroître leur compétitivité en élargissant les possibilités d’arbitrage.
Encore faut-il que le gaz puisse circuler aisément dans chaque pays et entre les pays à l’échelle de
l’Europe. C’est l’objectif du marché intérieur de l’énergie que l’Union européenne souhaite achever d’ici
2014. Sa réalisation implique une meilleure intégration des marchés et des développements d’infrastruc-
tures importants 10 ainsi que l’homogénéisation des pratiques d’odorisation.
L’intégration passe par l’adoption de règles communes d’accès et de fonctionnement applicables à
l’ensemble des opérateurs européens. L’ACER, l’Agence de Coopération des Régulateurs de l’Énergie,
définit les lignes directrices. L’ENTSOG, l’association des transporteurs de gaz européens, élabore ces
codes de réseaux en concertation avec les acteurs du marché.
Parallèlement, les plans d’investissement des pays sont coordonnés ; des priorités sont définies pour 2020 ;
une feuille de route est établie pour 2050 et la Commission européenne a proposé en octobre 2011 un
règlement « concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques européennes ».
Construire le marché intérieur de l’énergie
Des infrastructures prioritaires
L’enjeu est de faciliter le transport du gaz naturel à travers de grands corridors européens, de renforcer
les capacités d’interconnexion des réseaux dans les deux sens et d’adapter les infrastructures à la diver-
sification des sources d’approvisionnement.
Quatre corridors gaziers prioritaires, considérés comme stratégiques pour l’Europe, ont été définis par la
Commission européenne. Les projets inscrits dans ces corridors sont détaillés dans les plans régionaux
d’investissement (GRIP) destinés à faciliter la coopération entre pays adjacents. Ces plans régionaux sont
ensuite discutés avec les différentes parties prenantes au sein des groupes d’initiatives régionales (GRI).
GRTgaz participe à l’élaboration de trois des six plans régionaux d’investissement : le GRIP Nord Ouest
(interconnexions avec la Belgique, l’Allemagne et le Luxembourg), le GRIP Sud (interconnexion avec
l’Espagne) et le GRIP Sud Nord (interconnexion avec l’Allemagne et l’Italie via la Suisse).
Ces plans d’investissement vont notamment permettre :
• aux réseaux historiquement orientés dans le sens nord sud (pour transporter le gaz de la mer du Nord)
et dans le sens est ouest (pour acheminer le gaz russe), de prendre en charge les flux sud nord et ouest
est issus des terminaux méthaniers ;
• aux interconnexions frontalières de traiter les échanges bi-directionnels.
Les projets labellisés « d’intérêt commun » pourraient bénéficier de procédures spécifiques pour accélérer
leur réalisation (voir p. 32) et de financements de l’Union européenne.
9. Les gaz non conventionnels, notamment le gaz de schiste et le biométhane, représentent potentiellement de nouvelles ressources importantes,
mais on ignore quand elles pourraient devenir significatives, à quelles conditions et par quels pays elles seront exploitées.
10. La Commission européenne a estimé dans un rapport présenté pour la session énergie du Conseil «Transports, télécommunications et énergie»
de juin 2011 qu’il faudrait investir 70 milliards d’euros environ pour les infrastructures gazières susceptibles de se réaliser à l’horizon 2020.
6 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021SYNTHÈSE
L’organisation cible du marché gazier
Afin d’assurer la liquidité des marchés de gros du gaz naturel, l’organisation cible européenne pré-
conise la création de zones « entrée-sortie » avec des points d’échange virtuels (hub). Les capacités
d’interconnexion entre ces zones sont vendues aux enchères de façon groupée (sortie d’une zone +
entrée dans la zone adjacente). Pour garantir les conditions d’un marché concurrentiel, ces zones de
marché doivent être suffisamment grandes avec notamment :
• une consommation annuelle dans la zone supérieure à 20 Mds m3, soit environ 230 TWh ;
• au moins trois sources d’approvisionnement différentes ;
• un nombre de fournisseurs actifs sur le marché garantissant l’absence de concentration ;
• une liquidité aux hubs équivalente à celle du National Balancing Point en Grande-Bretagne.
Les grands investissements de cœur de réseau de GRTgaz décidés en 2011 faciliteront la fusion des
deux zones de marché Nord et Sud. La création d’une zone d’équilibrage unique, souhaitée par la
CRE d’ici 2018, améliorera la liquidité et l’attractivité du marché français ainsi que l’intégration des
marchés du sud de l’Europe.
La France : une géographie privilégiée
au service de l’Europe
La France peut recevoir du gaz naturel des principales zones de production
mondiales et l’acheminer vers les pays consommateurs européens. Cette
position unique en Europe doit lui permettre de jouer un rôle clé dans
la sécurité d’approvisionnement et la construction du marché intégré.
Connectée par gazoducs aux marchés du Nord, de l’Est et du Sud de l’Europe, la France bénéficie aussi La France dans
de façades maritimes remarquablement situées pour accueillir le GNL importé du Golfe Persique et des l’Europe du gaz
bassins méditerranéen et atlantique. C’est le seul pays d’Europe à disposer directement de ressources • 1er réseau de
gazières aussi diversifiées. transport : 37 200 km
Cette situation privilégiée est valorisée par des infrastructures de regazéification, de transport et de • 3e capacité de
stockage : 12 Mds m3
stockage puissantes et bien réparties. Sous réserve de décentraliser l’odorisation du gaz naturel 11, le de volume utile
réseau de GRTgaz permet d’atteindre la plupart des marchés européens. Les grands projets engagés
• 3e capacité de
renforceront en outre la fluidité entre les zones d’équilibrage ce qui facilitera leur fusion. réception de GNL :
24 Mds m3 / an
Forte de ces atouts, la France a vocation à constituer une zone d’arbitrage entre les flux de gaz en pro-
venance de l’Est, de l’Ouest, du Nord et du Sud. Les développements en cours et à venir visent d’abord
la création d’un marché fluide et interconnecté et une plus grande flexibilité pour sécuriser l’approvi-
sionnement français et européen, favoriser la concurrence, faciliter la transition énergétique. Ils doivent
s’apprécier à l’échelle de l’Europe.
11. U
n préalable indispensable pour pourvoir transiter du gaz vers les réseaux belges et allemands car leurs transporteurs n’acceptent pas de gaz
préalablement odorisé.
Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021 7SYNTHÈSE
Le plan décennal de GRTgaz : contribuer
à l’atteinte des objectifs énergétiques
Un cycle d’investissements majeurs est engagé en concertation étroite
avec les parties intéressées. GRTgaz se tient prêt à accroître ses capacités
de transport de 40 % à l’horizon 2021 pour développer l’ouverture de
son réseau sur l’Europe, optimiser sa fluidité et sa flexibilité, créer une
zone d’équilibrage unique, ainsi que le souhaite le marché.
Les grandes décisions d’investissement prises en 2011 augmenteront significativement dès 2015 la
robustesse, la capacité d’évolution et la flexibilité du réseau de GRTgaz. Les capacités d’échange avec
les réseaux adjacents, la flexibilité intra-journalière requise par le développement des centrales à cycle
combiné gaz seront fortement augmentées.
Les développements additionnels et la décentralisation de l’odorisation envisagés permettront d’accroître
encore les capacités d’entrée par gazoducs et méthaniers, de développer les capacités de sortie, notam-
ment vers l’Allemagne, et de faciliter la création d’une seule zone de marché.
Les principaux projets décidés et envisagés en Zone Nord La carte détaillée des
projets présentés
Connectée aux grands marchés nord européens, la zone Nord est la plus active en termes d’ouverture dans ce plan décennal
du marché et d’activité aux points d’échange gaz (PEG). Les principaux projets décidés ou envisagés figure en fin de
sont les suivants : document.
• la mise en service d’un terminal méthanier à Dunkerque (fin 2015) conduit à renforcer le cœur de
réseau en doublant l’artère des Hauts de France sur 174 km entre les stations de Pitgam (Nord) et Cuvilly
(Oise) et en créant l’Arc de Dierrey sur 308 km entre Cuvilly et Voisines (Yonne).
L’Arc de Dierrey permettra de transporter vers l’est et le sud du gaz venu de Norvège, des Pays-Bas, de
Grande-Bretagne et des terminaux méthaniers situés sur l’Atlantique et la mer du Nord ;
• les capacités de l’interconnexion sont développées dans le sens Belgique France à Taisnières H (2013).
Dans le sens France Belgique, la création d’une nouvelle canalisation, l’artère des Flandres, et d’une
interconnexion à Veurne permettront de transporter du gaz non odorisé depuis Dunkerque (2015-2016).
De nouveaux renforcements du cœur de réseau en zone Nord seraient nécessaires pour répondre aux
éventuels besoins du marché. Ils consisteraient à :
• accroître les capacités de sortie vers le Luxembourg (2018) et vers la Suisse et l’Italie (2019) à Oltingue
où pourraient être également créées des capacités d’entrée (2018) ;
• créer des capacités de sortie vers l’Allemagne à Obergailbach (2018) ;
• accompagner les augmentations de capacité du terminal méthanier de Montoir-de-Bretagne
(+ 2,5 Gm3 en 2018 et + 4 Gm3 en 2021).
Les principaux projets décidés et envisagés en Zone Sud
Le développement des capacités d’échange avec l’Espagne et le renforcement du cœur de réseau selon
un axe sud nord entre Marseille et Dijon participent également au développement du corridor Nord-Sud
de l’Europe de l’Ouest.
8 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021SYNTHÈSE
• Les capacités d’interconnexion avec l’Espagne sont une priorité de l’Union européenne et de l’initiative Approvisionner
régionale Sud. Elles augmenteront significativement en 2015 pour atteindre 225 GWh/j dans le sens la Corse en gaz
Espagne-France et 165 GWh/j dans le sens France-Espagne. La mise en service (2013) d’une nouvelle naturel
station de compression et d’interconnexion à Chazelles (Charente) participe à ce projet. Elle permettra GRTgaz a étudié un
d’accroître les échanges avec TIGF et de porter l’artère de Guyenne à pleine capacité. projet d’alimentation
de la Corse en gaz
• Le projet Eridan décidé en 2011 permettra de renforcer l’axe sud nord dans sa partie la plus méridionale
naturel en la reliant
en doublant l’artère du Rhône sur 220 km entre Saint-Martin-de-Crau (Bouches-du-Rhône) et Saint-Avit
au futur gazoduc
(Drôme). Sa mise en service (2016) développera la fluidité et la flexibilité dans la zone Sud. C’est une
Algérie-Sardaigne-
étape indispensable à la fusion des zones Nord et Sud. Italie (GALSI).
• Le renforcement de l’axe sud nord pourrait être complété dans un second temps par les doublements Une alternative au
GALSI consisterait
de l’artère de l’Est Lyonnais entre Saint-Avit et Etrez et de l’artère de Bourgogne entre Etrez et Voisines.
à approvisionner la
Ces projets répondraient aux évolutions envisagées pour les terminaux Fos Tonkin (2019), Fos Faster
Corse par une ou
(2019) et Fos Cavaou (2021) et pour les stockages d’Hauterives, d’Etrez et de Manosque (2016-2018).
deux barges
Ils permettraient aussi d’accroître les capacités d’interconnexion avec TIGF, en cohérence avec le projet de regazéification
Midcat de nouvelle interconnexion à l’est des Pyrénées (2020). de GNL.
Ces projets contribueraient au renforcement du corridor Nord-Sud de l’Europe de l’Ouest que la Com-
mission européenne juge prioritaire pour permettre de mieux interconnecter l’Italie et l’Espagne au
marché gazier du nord-ouest de l’Europe. L’Allemagne pourrait ainsi bénéficier d’une nouvelle source
d’approvisionnement grâce au GNL débarqué dans les terminaux méthaniers français et ibériques. Le
renforcement de ce corridor est toutefois conditionné par la décentralisation de l’odorisation du gaz sur
le réseau de grand transport de GRTgaz.
Le projet d’odorisation décentralisée
Les différentes pratiques d’odorisation freinent la libre circulation du gaz naturel en Europe et notamment
l’acheminement vers la Belgique et vers l’Allemagne du GNL débarqué en France. Elles empêchent également
la mise en place de capacités bidirectionnelles aux interconnexions transfrontalières ainsi que le demande
le règlement européen du 20 octobre 2010 sur la sécurité d’approvisionnement. Afin de lever cet obstacle,
GRTgaz étudie le passage progressif à une odorisation décentralisée sur son réseau.
La création d’une seule zone de marché
En créant une place de marché plus importante et plus liquide, en phase avec l’organisation cible du
marché gazier en Europe, la fusion des deux zones de marché de GRTgaz améliorerait l’environnement
concurrentiel du marché gazier français au bénéfice du client final. Cette fusion favoriserait en outre
l’intégration des marchés du corridor Nord-Sud de l’Europe de l’Ouest.
Le développement de l’axe nord sud, auquel contribuera la mise en service de l’Arc de Dierrey (2015)
et d’Eridan (2016), facilitera ce projet.
Différentes solutions ont été étudiées. L’optimum économique est de doubler l’artère de Bourgogne
entre Etrez et Voisines. La réalisation de cet ouvrage réduira fortement les congestions physiques ce qui
permettra de limiter le recours aux outils contractuels. La CRE a retenu cette option en juillet 2012 et
demandé à GRTgaz de lancer des études approfondies afin de prendre une décision finale d’investisse-
ment d’ici mi-2014 pour réaliser la fusion d’ici 2018.
Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021 9SYNTHÈSE
Les grands projets de GRTgaz participent à la création des corridors gaziers et à
l’intégration des marchés voulus par l’Union européenne.
Cinq projets bénéficient à ce titre de co-financements de l’Europe :
• le tronçon Pitgam-Nedon et l’Arc de Dierrey en zone Nord ;
• la station de Chazelles, le projet Eridan et les études pour l’alimentation de la Corse en
zone Sud.
Le développement des capacités fermes entrée-sortie
Capacités d'entrée* 2012 Décidées Envisagées 2021
Norvège (Gassco) 585** - - 570
570 H** 640 H
Belgique 50 H -
230 B 230 B
Allemagne 620 - - 620
Suisse (Italie) 0 - 100 100
TIGF (Espagne) 80 175 230 485
Terminaux méthaniers zone Nord 370 250 40-170 940-1 070
Terminaux méthaniers zone Sud 410 - 310-840 720-1 250
Total 2 865 GWh/j + 475 GWh/j + 680-1 340 GWh/j 4 305-4 965 GWh/j
Capacités de sortie* 2012 Décidées Envisagées 2021
Belgique 0 270 - 270
Luxembourg 0 - 40 40
Allemagne 0 - 100 100
Suisse/Italie 223 - 37-97 260-320
Espagne/TIGF 325 70 80 475
Total 548 GWh/J + 340 GWh/j + 257-317 GWh/j 1 145-1 205 GWh/j
* hors stockages.
** cf. délibération CRE du 31 mars 2011 : jusqu’en décembre 2013, GRTgaz commercialise 15 GWh/j supplémentaires à Dunkerque,
cela s’accompagne d’une diminution de 20 GWh/j de capacité ferme à Taisnières H.
Le développement du réseau de GRTgaz sur la période 2012 -2021
Dunkerque
Pitgam
Taisnières
Cuvilly
Obergailbach
Laneuvelotte
Cherré Dierrey Morelmaison
Voisines
Chémery Oltingue
Montoir-
de-Bretagne Étrez
Chazelles
Saint-Avit
Montpellier
Saint-Martin-
Fos de-Crau
Projets décidés
Projets non décidés
Flux physique existant
10 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021L’offre et la demande
de transport
GRTgaz pratique une concertation permanente pour adapter son réseau et son offre aux besoins
des utilisateurs et aux objectifs de la politique énergétique nationale et européenne.
En 2011, il a investi 524 M€ pour optimiser, développer et interconnecter son réseau de transport
et pour se doter de nouveaux outils de gestion.
L’année a été marquée par de fortes évolutions des configurations de flux : elles reflètent les
arbitrages des expéditeurs face aux écarts de prix significatifs entre sources d’approvisionnement.
Cette variabilité souligne le besoin de capacités d’entrée et de sortie importantes sur la zone de
marché la plus étendue possible pour pouvoir optimiser les coûts d’approvisionnement selon les
conditions de marché.
p. 12 L’offre de transport
de GRTgaz
p. 15 Les principales évolutions
depuis le plan 2011-2020
p. 17 La demande de capacités
Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021 11L’OFFRE ET LA DEMANDE DE TRANSPORT
L’offre de transport de GRTgaz
GRTgaz commercialise ses prestations de transport de gaz naturel sous
forme de capacités d’accès à deux zones entrée/sortie. Des services
complémentaires facilitent l’acheminement et l’accès au marché de
gros. GRTgaz pratique une concertation permanente avec les utilisateurs
pour adapter son réseau et son offre à l’évolution de la demande de gaz
naturel et aux attentes des expéditeurs.
Depuis l’ouverture du marché du gaz naturel en Europe, tous les consommateurs choisissent librement Un PEG Nord
leurs fournisseurs de gaz et tous les opérateurs agréés ont accès au réseau de transport. GRTgaz a dès unique pour
lors pour missions de transporter le gaz naturel de ses clients dans les meilleures conditions de coût, de les gaz H et B
fiabilité et de sécurité et de faciliter l’accès de ses clients, fournisseurs, expéditeurs et consommateurs en 2013
industriels, au marché de gros du gaz naturel.
Afin de simplifier l’accès
au réseau de gaz B,
Un modèle entrée/sortie avec deux zones de marché GRTgaz a réalisé à la
demande de la CRE et
Les prestations de transport de GRTgaz sont commercialisées sous forme de capacités d’accès à l’une présenté en 2012 une
des deux zones entrée/sortie ou zones d’équilibrage 12. Dans le périmètre de chaque zone : étude de faisabilité sur
• les expéditeurs peuvent demander le transport de leur gaz de tout point d’entrée vers tout point de la fusion contractuelle
sortie de la zone dans la limite des capacités souscrites à ces différents points. Leur seule obligation est des périmètres
d’équilibrer leurs entrées et sorties de gaz sur la journée gazière ; d’équilibrage H et B à
• ils peuvent échanger du gaz sans besoin de préciser sa source ou sa destination ; l’horizon 2013.
• ils peuvent échanger des capacités souscrites librement entre eux. Après avoir consulté le
Cette organisation assure un fonctionnement souple du marché et favorise le développement de la marché, la CRE a décidé :
concurrence. • de créer le 1er avril 2013
un PEG Nord unique
L’existence de plusieurs zones entrée/sortie traduit les limites physiques du réseau et l’impossibilité, avec un périmètre
dans certains cas, d’acheminer le gaz entre un point d’entrée d’une zone et un point de sortie d’une d’équilibrage unique ;
autre zone. Grâce aux investissements réalisés, GRTgaz a ramené ses zones d’équilibrage de 4 en 2005 • de mutualiser le coût
à 2 en 2009 : la zone Nord et la zone Sud, interconnectées par la liaison Nord Sud. du service de conversion
de gaz H en gaz B dans
La simplification de l’accès au marché devrait se poursuivre, conformément aux orientations fixées par
le tarif de transport qui
la CRE13, en fusionnant les deux zones de GRTgaz pour créer un PEG Nord-Sud unique à l’horizon 2018. entrera en vigueur au
Un PEG commun GRTgaz Sud-TIGF sera tout d’abord créé avant la fin 2015. En phase intermédiaire, 1er avril 2013.
GRTgaz propose depuis juillet 2011 avec Powernext un service expérimental de couplage des places de
marché Nord et Sud (voir p. 52).
12. Pour déterminer les capacités de transport commercialisables, GRTgaz réalise des simulations de flux selon une démarche décrite p. 62.
13. Délibération de la CRE du 19 juillet 2012 portant orientations sur l’évolution des places de marché de gaz en France.
12 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021L’OFFRE ET LA DEMANDE DE TRANSPORT
Des services complémentaires dans chaque zone
En complément de sa prestation de transport, GRTgaz propose dans chaque zone aux expéditeurs :
• un Point d’Échange Gaz (PEG), associé à une bourse d’échange gérée par Powernext, pour vendre ou
acheter du gaz naturel ;
• un marché secondaire, centralisé sur la plate-forme Capsquare, pour vendre, acheter ou échanger des
capacités de transport ;
• la gestion de l’écart journalier entre entrées et sorties (le déséquilibre de bilan) grâce à des mécanismes
de marché ;
• des services de conversion de gaz H (Haut pouvoir calorifique) en gaz B14 (Bas pouvoir calorifique) et
réciproquement.
Des offres conjointes avec les transporteurs adjacents
En France, la zone Sud de GRTgaz est reliée à la zone de TIGF par une interconnexion contractuelle
unique dont les capacités sont commercialisées conjointement par les deux transporteurs.
Entre places de marché, GRTgaz et Fluxys commercialisent conjointement des capacités groupées
(bundlées) de transport de gaz, entre les marchés spot de Zeebrugge et du PEG Nord. Des capacités
groupées sont également proposées avec GRTgaz Deutschland entre le PEG Nord et le hub de NCG en
Allemagne. Ces offres sont accessibles en France sur la plateforme Capsquare.
Des obligations pour la continuité de service public et la sécurité
d’approvisionnement
Responsable d’infrastructures stratégiques pour la sécurité d’approvisionnement en énergie, GRTgaz Le réseau de GRTgaz
doit pouvoir faire face à l’augmentation des volumes de gaz transportés lors de pointes de froid telles permet de faire face
qu’il s’en produit statistiquement tous les 50 ans 15. à une consommation
GRTgaz doit aussi mettre en place d’ici décembre 2014 des capacités de transport de flux dans les deux journalière de pointe
estimée à 4,5 TWh/j
sens (flux inversés) aux interconnexions transfrontalières ainsi que le demande le règlement européen
au risque 2 %.
sur la sécurité d’approvisionnement 16.
Il doit par ailleurs satisfaire différentes obligations réglementaires liées à la sécurité et à l’environnement
qui conditionnent une partie significative de ses investissements.
Une information de référence sur le marché du gaz
Lancé en 2011 et accessible à tous, le service d’information en ligne Smart GRTgaz propose
plus de 1 000 données en temps quasi réel.
Tous les points d’interconnexion sont couverts : frontières, terminaux méthaniers, stockages,
interface entre les zones d’équilibrage de GRTgaz, points de consommation. Les clients
et prospects disposent d’une information complète pour optimiser leurs réservations de
capacités, anticiper les mouvements du marché, assurer l’équilibre de leur portefeuille gazier.
Smart GRTgaz a été choisi par les agences Bloomberg et Reuters pour informer leurs
abonnés.
14. Issu du gisement de Groningue aux Pays-Bas, le gaz B est distribué dans les régions Nord-Pas-de-Calais et Picardie à 1,3 million de clients dont
environ 8 000 industriels. Il représente approximativement 12 % de la consommation nationale de gaz naturel. Son acheminement s’appuie
sur un réseau de transport de 2 500 km dont 245 km de réseau principal et sur 2 stations de compression. Le stockage de Gournay-sur-Aronde
lui est dédié.
15. D
écret n° 2004-251 du 19 mars 2004 modifié relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz.
16. Règlement (UE) n° 994/2010. Une demande d’exemption pouvait être formulée avant mars 2012.
Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021 13L’OFFRE ET LA DEMANDE DE TRANSPORT
Anticiper les besoins du marché
Apporter en temps et en heure les capacités de transport nécessaires, dans des conditions économiques Une qualité de
compatibles avec les attentes des utilisateurs du réseau, est un enjeu majeur alors même que la réalisation service appréciée
des grandes infrastructures s’étale couramment sur 4 à 6 ans.
• 95 % des clients de
GRTgaz analyse en continu l’évolution prévisionnelle des consommations, notamment celles des centrales GRTgaz sont satisfaits
de production d’électricité à partir du gaz naturel, des approvisionnements, des besoins des opérateurs de la qualité des services
d’acheminement et de
d’infrastructures gazières adjacentes ainsi que leurs impacts sur le réseau de transport.
livraison
• Le développement du réseau régional est fondé principalement sur la couverture des besoins de
transport à la pointe de consommation. Le mode de détermination de ces besoins est présenté p. 37. • 93 % de
l’accompagnement
• Le développement du réseau principal dépend de l’évolution des besoins de capacités en entrée ou en
opérationnel
sortie de zone. Ces besoins sont identifiés par l’analyse des taux de souscription des capacités existantes
ou liés aux projets des opérateurs adjacents. Le dialogue avec les expéditeurs et les opérateurs adjacents • 92 % de la relation
commerciale
permet de les dimensionner.
Enquête de satisfaction 2011
Un important dispositif de concertation aux niveaux national et européen permet d’identifier
l’émergence de nouveaux projets ou de nouveaux besoins :
• le dispositif de « concertation gaz » mis en place sur le marché français en 2008 ;
• les initiatives gazières régionales Nord-Ouest et Sud pilotées par les régulateurs européens ;
• les travaux conduits sous l’égide de l’ENTSOG pour élaborer les plans décennaux de développement des
réseaux européens (Ten Year Network Development Plan) et les plans d’investissement régionaux (GRIP) ;
• des rencontres bilatérales avec les opérateurs des infrastructures gazières adjacentes.
Les besoins sont ensuite précisés et validés au moyen de consultations de marché spécifiques, les open
season, qui se concluent par des engagements de souscription sur le long terme des expéditeurs inté-
ressés. GRTgaz lance alors le processus de décision lié à la réalisation de l’investissement : validation du
budget par les actionnaires et par l’autorité de régulation ; confirmation des conditions de rémunération
des investissements concernés.
La Concertation Gaz en France
GRTgaz et TIGF animent un dispositif commun permanent de concertation, mis en place fin
2008 sous l’égide de la CRE.
• Un comité d’orientation constitué de représentants des grandes catégories d’utilisateurs
du réseau organise le programme de travail à partir d’une vision à moyen et long terme du
marché du gaz.
• Des groupes de travail animés par GRTgaz travaillent sur la structure contractuelle du
réseau, les allocations de capacités, le schéma contractuel des capacités aval, le code
opérationnel du réseau, le système d’équilibrage, la gestion de la flexibilité intra-journalière,
le système d’information de GRTgaz, les besoins spécifiques des clients industriels et ceux
des gestionnaires de réseaux de distribution.
Toutes les sociétés ayant un contrat actif auprès de GRTgaz ou de TIGF ont accès aux
informations échangées en comité d’orientation et aux travaux des groupes sur le site
www.concertationgaz.com.
14 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021L’OFFRE ET LA DEMANDE DE TRANSPORT
Les principales évolutions
depuis le plan 2011-2020
GRTgaz a investi 524 M€ en 2011 pour optimiser, développer et
interconnecter son réseau de transport et pour se doter de nouveaux
outils de gestion. Les réalisations et décisions d’investissement les plus
significatives sont les suivantes :
Les principaux renforcements du réseau décidés avant 2011
• En région parisienne, la rénovation de la station d’interconnexion d’Alfortville (Val-de-Marne) a été
achevée et la station de compression et d’interconnexion de Fontenay-Mauvoisin (Yvelines) mise en service.
• Dans l’est, GRTgaz construit à Cerville (Meurthe-et-Moselle) sa plus grande interconnexion. Reliée à la
station de compression de Laneuvelotte toute proche et au stockage souterrain de Cerville, elle mettra
en relation quatre artères nationales et trois artères régionales. Elle entrera en service en 2013.
• Plus au sud, la station de compression opérée par Storengy sur le stockage d’Etrez (Ain) sera remplacée
d’ici 2013 par une nouvelle station équipée de compresseurs électriques comme le sont déjà 23 machines
sur 88 dans les stations de compression en fonctionnement 17.
Le raccordement de centrales à gaz
Trois centrales à cycle combiné gaz de 408 MW à Bayet (Allier), 430 MW à Blénod (Meurthe-et-Moselle)
et 456 MW à Martigues (Bouches-du-Rhône) ainsi qu’une turbine à combustion (TAC) de 370 MW à
Montereau (Seine-et-Marne) sont entrées en service. Au total, onze centrales représentant une puissance
installée de 5300 MW étaient en fonctionnement à la fin de l’année 2011.
GRTgaz leur propose depuis avril 2011 un service de flexibilité intra-journalière à l’usage selon un tarif
précisé dans l’arrêté du 3 mars 2011.
Le biométhane autorisé
L’injection de biométhane sur le réseau de transport a été autorisée par arrêté du 23 novembre 2011.
Un décret du 21 novembre 2011 précise le nouveau dispositif de soutien à la filière.
Partenaire du développement du biogaz, GRTgaz accompagne les porteurs de projets jusqu’au raccor-
dement au réseau.
17. Ce programme de remplacement des anciens compresseurs par des électro-compresseurs ou des turbo-compresseurs à haut rendement a
permis de réduire les émissions de CO2 de 43 % entre 2005 et 2011.
Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021 15Vous pouvez aussi lire
