Winter Outlook 2017-2018 - Publication du 24 octobre 2017 - GRTgaz
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Winter Outlook 2017-2018
Publication du 24 octobre 2017
La responsabilité de GRTgaz SA et TIGF SA ne saurait être engagée pour les dommages de toute nature, directs
ou indirects, résultant de l’utilisation ou de l’exploitation des informations contenues dans le présent document,
et notamment toute perte d’exploitation, perte financière ou commerciale.
24 octobre 2017
Winter Outlook 2017-2018
Préambule
TIGF et GRTgaz publient de manière conjointe le Winter Outlook 2017-2018 afin de partager
avec le marché des projections sur l’hiver prochain et de porter à la connaissance des acteurs
du marché français les risques de situations de tension et les dispositions particulières pour
l’hiver à venir. Ayant constaté en mars 2017 un très faible niveau de réservation global des
capacités de stockages souterrains pour l’hiver 2017-2018, GRTgaz et TIGF ont réalisé une
première publication du Winter Outlook au mois de mai 2017. Cette nouvelle version précise
la vision pour cet hiver en intégrant une mise à jour des capacités souscrites notamment sur les
stockages.
Les transporteurs français GRTgaz et TIGF doivent assurer à tout instant, la sécurité, l’efficacité
et l’équilibre de leurs réseaux1. Conformément aux obligations qui incombent aux opérateurs
de transport de gaz naturel, les réseaux de GRTgaz et TIGF disposent de la capacité nécessaire
pour assurer la continuité d’acheminement y compris à la Pointe de Froid2.
La conception du réseau français repose sur des points d’entrée et de sortie diversifiés
(interconnexions, terminaux méthaniers, stockages souterrains) qui permettent d’offrir à ses
utilisateurs un choix entre différentes combinaisons d’approvisionnement.
Toutefois, le bon fonctionnement du système gaz en hiver repose sur une gestion équilibrée
de ces approvisionnements.
1
Code de l’Énergie Article L431-3
2
Pointe P2, soit une température extrêmement basse pendant une période de trois jours au maximum telle qu'il s'en
produit statistiquement une tous les cinquante ans (référence : Code de l’énergie, article R121-8).
24 octobre 2017 2
Winter Outlook 2017-2018
Synthèse
GRTgaz et TIGF confirment que les capacités souscrites par les expéditeurs pour l’hiver 2017-
2018 (tous points confondus) ne permettent pas d’assurer l’alimentation des consommateurs
français en cas de pointe de froid et d’honorer les capacités souscrites en exportation vers la
Belgique, la Suisse et l’Espagne. On notera en particulier une très forte probabilité d’utilisation
soutenue des capacités de sortie vers la Suisse à Oltingue, suite aux réductions de capacité
annoncées à Wallbach dans le sens Allemagne-Suisse pour cet hiver.
L’étude approfondie de scénarios de forte consommation sur plusieurs jours de froid ou sur
l’hiver froid au risque 2% montre également que le faible volume souscrit dans les stockages
nécessiterait des approvisionnements aux points frontières historiquement hauts et des
approvisionnements en GNL à des volumes jamais constatés par le passé.
Enfin, en cas de survenance d’une période de 10 jours de froid non anticipée par le marché,
l’approvisionnement en gaz de la France n’est pas assuré en l’absence d’arrivée rapide de GNL,
si les niveaux de souscription dans les stockages constatés à date n’augmentent pas.
Ces études de scénarios confirment la nécessité de disposer de capacités et volumes de stockage
suffisants, notamment en zone TRS, en début et tout au long de l’hiver, pour assurer la
couverture du bilan en période de froid.
En ce qui concerne les congestions, la congestion Sud-Est est considérée comme fortement
probable en cas d’approvisionnements limités en GNL et notamment en période de froid. Elle
pourrait être aggravée par la faible souscription du PITS Sud-Est.
La congestion Nord pourrait quant à elle être également d’actualité si les faibles souscriptions
aux stockages sont compensées par des approvisionnements importants sur les points frontières
au Nord.
GRTgaz et TIGF soulignent la responsabilité des expéditeurs dans l’équilibrage de leur
portefeuille, et celle des fournisseurs dans l’alimentation de leurs clients pendant l’hiver, à la
pointe et sur la durée, dans l’éventualité d’un hiver froid.
24 octobre 2017 3Winter Outlook 2017-2018
SOMMAIRE
Couverture du bilan à la pointe
Raisonnement en capacités fermes commercialisables 5
Raisonnement en capacités fermes souscrites 6
Couverture du bilan pour une période de froid
Raisonnement sur 10 jours de froid 7
Raisonnement sur l’hiver froid 11
Conclusions sur la couverture du bilan
et l’équilibrage du réseau 12
Gestion des situations de tension
Mécanisme de vigilance 13
Rappel sur les congestions 14
Risques de congestion pour l’hiver 2017-2018 14
Congestion Sud-Est 15
Congestion Nord 16
Solutions et mécanismes pour la gestion des congestions 17
Annexe 1 : Retour d’expérience de l’hiver 2016-2017 19
Annexe 2 : Dispositif de délestage (PUG) 23
Annexe 3 : Description du spread localisé 24
Annexe 4 : Détails sur le raisonnement 10 jours de froid 26
Annexe 5 : Détails sur le raisonnement hiver froid 28
24 octobre 2017 4Winter Outlook 2017-2018
COUVERTURE DU BILAN À LA POINTE
Raisonnement en capacités fermes commercialisables
Le bilan en capacités à la pointe permet de vérifier si les obligations de service public en période
de Pointe de Froid au risque 2%3 sont assurées. Ce bilan prend en compte :
les capacités fermes en entrée mises à disposition par les transporteurs aux PIR et PITTM,
les capacités souscrites sur les stockages souterrains (au 05/10/2017 pour l’hiver
prochain),
les capacités souscrites aux PIR en sortie du réseau au 05/10/2017 pour l’hiver prochain.
Hypothèses de calcul :
Consommations fermes foisonnées à la Pointe de Froid au risque 2%
PIR Entrées et PITTM : Capacités fermes *Obergailbach: ferme vendu en sortie côté Allemagne
PIR Sorties : Capacités fermes souscrites *Pirineos considéré en sortie
PITS : Souscriptions au soutirage à la pointe constatées au 05/10/2017 dont gaz de performance et hors stock de
sécurité supplémentaire.
3
Pointe P2, soit une température extrêmement basse pendant une période de trois jours au maximum telle qu'il s'en
produit statistiquement une tous les cinquante ans (référence : Code de l’énergie, article R121-8).
24 octobre 2017 5Winter Outlook 2017-2018
Les souscriptions complémentaires dans les stockages durant l’été (+124 GWh/j par rapport à la
version initiale du Winter-Outlook) permettent d’obtenir un bilan en capacités légèrement
excédentaire à la pointe de froid au risque 2% pour l’hiver 2017-2018. L’excédent reste
néanmoins faible et nécessite la pleine utilisation des capacités fermes offertes au marché en
entrée aux PIR et PITTM afin d’assurer la couverture du bilan gaz de la France à la Pointe de
Froid.
Cet exercice constitue une approche théorique qui ne présage pas de l’usage réel des points
d’entrées et de sorties du réseau, en particulier des approvisionnements en GNL. En effet,
l’utilisation maximale de l’ensemble des capacités fermes sur les PIR et PITTM n’a jamais été
observée par le passé sur la plupart des points et en aucun cas de manière simultanée.
Pour mémoire, ce bilan apparaissait largement excédentaire dans les exercices Winter Outlook
présentés les années précédentes. La différence s’explique essentiellement par une souscription
dans les stockages en net repli pour l’hiver prochain (-337 GWh/j4 par rapport à l’hiver dernier).
La prise en compte des points de sortie Pirineos (+146 GWh/j en sortie) et Alveringem
(+100 GWh/j en sortie) et du terminal méthanier de Dunkerque LNG (+100 GWh/j en entrée) a
été également adaptée pour mieux tenir compte des engagements contractuels existants.
Raisonnement en capacités fermes souscrites
Le raisonnement en capacités fermes souscrites apporte un éclairage complémentaire. Il doit
permettre de se rapprocher d’une utilisation probable du réseau en considérant que les
capacités souscrites reflètent les intentions des expéditeurs en termes d’approvisionnement
avec une utilisation optimale des capacités qu’ils ont réservées. Ce raisonnement permet
d’identifier à date les souscriptions supplémentaires qui seront nécessaires pour assurer
l’approvisionnement en cas de Pointe de Froid.
4
Souscriptions sur les stockages constatées au 05/10/2017 dont gaz de performance: cette hypothèse est pénalisante
car les Winter Outlook des années précédentes considéraient les souscriptions sur les stockages souterrains à fin
octobre ; néanmoins, aucun signal ne permet à l’heure actuelle d’envisager une hypothèse plus favorable sur les
réservations des stockages souterrains pour l’hiver prochain.
24 octobre 2017 6Winter Outlook 2017-2018
Pour cet exercice, sont considérées les capacités fermes souscrites aux PIR (entrée et sortie) et
PITTM pour janvier 2018 et constatées au 05/10/2017 et les capacités souscrites aux stockages
au 05/10/2017 pour l’hiver prochain.
Hypothèses de calcul :
Consommations fermes foisonnées à la Pointe de Froid au risque 2%
PIR Entrées et PITTM : Capacités fermes souscrites pour le mois de janvier 2018
PIR Sorties : Capacités fermes souscrites *Pirineos considéré en sortie
PITS : Souscriptions au soutirage à la pointe constatées au 05/10/2017 dont gaz de performance et hors stock de sécurité
supplémentaire
En considérant une pleine utilisation des capacités souscrites, ce qui suppose pour les terminaux
méthaniers de disposer du stock suffisant pour faire face à de telles émissions le jour de Pointe
de Froid ainsi que les jours de froid précédents et suivants, cette approche montre un déficit
de l’ordre de près de 209 GWh/j à la Pointe de Froid au risque 2% (déficit réduit de 131 GWh/j
depuis la précédente version du Winter Outlook 2017-2018 en raison de souscriptions
supplémentaires aux PITS et PIR). Sans augmentation des capacités souscrites aux stockages,
cette quantité de gaz devra provenir des capacités restantes disponibles des PIR en entrée et
des PITTM et/ou impliquer de la part des expéditeurs une réduction significative des sorties vers
les pays adjacents.
24 octobre 2017 7Winter Outlook 2017-2018
COUVERTURE DU BILAN POUR UNE PÉRIODE DE FROID
Raisonnement sur 10 jours de froid
Le raisonnement sur une période de 10 jours consécutifs constitue une nouvelle approche qui
vise à examiner la sécurité d’approvisionnement pour une concomitance d’aléas non extrêmes
et représentant des conditions proches de celles rencontrées lors d’hivers récents.
Ce raisonnement s’effectue en trois étapes :
1. Quantification des besoins en approvisionnement aux PITTM et PITS sur une période de
froid soutenu de 10 jours rencontrée par le passé (février 2012) en considérant des
entrées et sorties aux PIR au maximum historique par zone ;
2. Quantification du besoin en GNL sur la période en prenant en compte les souscriptions
constatées sur les stockages souterrains au 05/10/2017 ;
3. Quantification du besoin d’approvisionnement de GNL (volume supplémentaire) sur la
période en prenant en compte le volume de stock de GNL constaté historiquement dans
les terminaux méthaniers.
Les graphiques ci-dessous présentent les besoins d’approvisionnement issus des trois étapes du
raisonnement à la maille France puis à la maille Nord et à la maille TRS avec une utilisation à
hauteur de 270 GWh/j de la liaison Nord-Sud. Les détails du calcul sont donnés en Annexe 4.
On constate que pour assurer l’approvisionnement du pays sur cette période de 10 jours, en
considérant une utilisation maximisée des PIR en entrée, le besoin total de gaz depuis les PITTM
et PITS s’élève à environ 21,3 TWh, dont 9,4 TWh en zone Nord et 11,9 TWh en zone TRS.
24 octobre 2017 8Winter Outlook 2017-2018
En considérant que les stockages soutirent au maximum des capacités souscrites5 sur 10 jours
(hypothèse forte dépendant du niveau initial de stock effectivement présent au début de la
période de froid), il est nécessaire d’obtenir un minimum de 5,4 TWh d’émissions depuis les
PITTM.
Avec, un niveau de stock moyen en hiver de 3 TWh en stock dans les terminaux méthaniers, le
scénario 10 jours montre qu’il sera nécessaire de prévoir des approvisionnements
supplémentaires en GNL à hauteur de 2,4 TWh (dont 1,5 TWh au Nord et 0,9 TWh au Sud) pour
assurer la couverture du bilan gaz de la France. En cas de déficit de GNL, le déficit
d’approvisionnement pourrait donc être de 2,4 TWh à la maille France.
5
Capacités de soutirage de pointe sur la base des souscriptions constatées sur les stockages souterrains au 05/10/2017
24 octobre 2017 9Winter Outlook 2017-2018
En ce qui concerne la zone Sud-Est du réseau GRTgaz, les graphiques ci-dessous montrent que
les souscriptions en termes de capacités au PITS Sud-Est permettent de couvrir les besoins
d’approvisionnement en aval de la congestion Sud-Est pour une période de froid soutenu de
10 jours.
Toutefois, même pour des arrivées en GNL aux terminaux méthaniers de Fos-sur-Mer de l’ordre
de 70 GWh/j, 35% des stocks souscrits au PITS Sud-Est pourraient être utilisés en 10 jours.
Des émissions en GNL des terminaux méthaniers de Fos-sur-Mer sont donc attendues afin de
garantir une disponibilité en volume et capacité suffisante au PITS Sud-Est pour couvrir
plusieurs épisodes de froid, situations déjà rencontrées par le passé.
24 octobre 2017 10Winter Outlook 2017-2018
Raisonnement sur l’hiver froid
Un raisonnement sur l’ensemble de l’hiver froid6 (mois de novembre à mars) permet d’évaluer
les besoins minimums d’approvisionnement aux PITTM et PITS moyennant une utilisation
maximisée7 des PIR en entrée et en sortie.
Le graphique ci-dessous présente les besoins d’approvisionnement aux PITTM et PITS à la maille
France. Les détails du calcul sont donnés en Annexe 5. Les résultats sont présentés en volume
nécessaire sur l’ensemble de l’hiver.
Pour un hiver froid, en considérant une utilisation soutenue des PIR en entrée, le besoin sur les
PITTM et PITS s’élève à environ 168 TWh sur l’hiver.
En considérant l’entière utilisation des volumes souscrits au 05/10/2017 dans les stockages pour
l’hiver 2017-18, il serait nécessaire pour un hiver froid de prévoir 70 TWh d’approvisionnement
aux PITTM. Ces besoins d’approvisionnements aux PITTM sont bien supérieurs à ce que l’on a
pu observer en moyenne par le passé (soit 40 TWh), conduisant à un besoin supplémentaire sur
l’hiver de 30 TWh. Seule une utilisation soutenue des PITTM sur l’ensemble de l’hiver à plus de
70 TWh permet de couvrir le bilan France sur l’hiver froid.
Le raisonnement par zone donne la même conclusion, la répartition des déficits entre les zones
dépendant de l’utilisation de la liaison Nord-Sud.
6
Hiver froid tel qu'il s'en produit statistiquement un tous les cinquante ans (réf : Code de l’énergie, article R121-8)
7
Valeur maximisée évaluée sur l’historique. Détails en Annexe 5.
24 octobre 2017 11Winter Outlook 2017-2018
CONCLUSIONS SUR LA COUVERTURE DU BILAN ET
L’ÉQUILIBRAGE DU RÉSEAU
Bien que les opérateurs d’infrastructures proposent les capacités nécessaires à l’alimentation
des clients à la pointe et en périodes de froid, la faible souscription confirmée des capacités
aux stockages nécessitera des souscriptions de capacités supplémentaires en entrée aux PIR et
aux PITTM et/ou une réduction significative des exportations pour couvrir la pointe de froid.
Par ailleurs, les scénarios examinant la couverture d’un épisode de froid montrent que malgré
des hypothèses visant à maximiser les entrées aux points frontières, le niveau de souscription
des stockages conduit à des besoins d’approvisionnement complémentaires très importants
qu’il semble difficile de couvrir uniquement par des approvisionnements supplémentaires en
GNL.
Le scénario d’une période de froid de 10 jours, associée à une interruption temporaire des
livraisons en GNL, proche de la situation rencontrée lors d’hivers récents, s’avère
particulièrement critique puisqu’il met en lumière un déficit de 2,4 TWh sur 10 jours soit un
équivalent de 240 GWh/j. L’approvisionnement en gaz de la France n’est donc pas assuré en
l’absence d’arrivée rapide de GNL.
Avec les souscriptions constatées dans les stockages, dans le cas d’un hiver froid au risque 2%,
une très forte augmentation des importations de GNL est nécessaire pour assurer
l’approvisionnement en gaz. Un hiver moyen peut également amener à des situations de déficit
avec des approvisionnements moyens en GNL.
C’est pourquoi les transporteurs demandent aux fournisseurs de prévoir les volumes de gaz
nécessaires pour couvrir les consommations de leurs clients à la pointe en hiver, sur la durée et
dans l’éventualité d’un hiver froid.
Ces études de scénarios confirment la nécessité de disposer de capacités et volumes de stockage
suffisants, notamment en zone TRS, en début et tout au long de l’hiver, pour assurer la
couverture du bilan en période de froid.
Par ailleurs, GRTgaz et TIGF souhaitent attirer l’attention des expéditeurs sur leur obligation
de s’équilibrer individuellement, et les incitent à le faire au plus tôt dans la journée gazière.
Ils rappellent également que la gestion des congestions par les transporteurs nécessite une
vision au plus tôt des intentions des expéditeurs, soit dès la veille de la journée gazière.
24 octobre 2017 12Winter Outlook 2017-2018
GESTION DES SITUATIONS DE TENSION
Mécanisme de vigilance
Le mécanisme de vigilance permet de donner au marché des indications court terme (horizon
de 6 jours) sur les situations de tension sur le réseau.
Afin d’alerter le marché et permettre d’anticiper les situations de tension, GRTgaz réactive son
mécanisme de vigilance en fournissant une information quotidienne sur le site SMART GRTgaz
(http://smart.grtgaz.com/) et via message électronique aux expéditeurs. Le mécanisme sera actif
à compter du 6 novembre 2017 et jusqu’au 31 mars 2018.
Les situations de tension suivies pour l’hiver 2017-2018 sont au nombre de 3 :
Insuffisance de couverture du bilan
Congestion Nord
Congestion Sud-Est
Le mécanisme de vigilance apporte un éclairage pour la journée en cours et les 5 prochains
jours. Un indicateur de vigilance est affiché pour chaque journée. Il se décline en 3 niveaux
accompagnés de recommandations associées à la situation de tension rencontrée. Ces trois
niveaux sont déterminés quotidiennement par le Dispatching National de GRTgaz :
Vert : situation de tension non identifiée
Orange : vigilance orange en cours / situation de tension probable
Rouge : vigilance rouge en cours / situation de tension avérée ou fortement probable
En cas de congestion effective pour le jour J, GRTgaz affichera chaque jour avant 9h le besoin
supplémentaire d’approvisionnement en aval de la congestion à sourcer via le mécanisme de
spread localisé.
Les vigilances sur la congestion Sud-Est seront relayées par TIGF sur son site internet.
Informations complémentaires données au marché
Pour les épisodes longs de situation de tension, GRTgaz pourra être amené à publier des
informations complémentaires sur son site internet grtgaz.com, permettant de quantifier les
besoins locaux ou globaux d’approvisionnement permettant d’assurer la couverture du bilan
ou de gérer les congestions.
24 octobre 2017 13Winter Outlook 2017-2018
Rappel sur les congestions
En hiver, GRTgaz calcule quotidiennement, à l’aide d’outils de modélisation du réseau, une
capacité globale pour la liaison Nord-Sud et le soutirage du PITS Sud-Atlantique. Cette capacité
correspond à la capacité maximale, qui peut être transportée un jour donné par le réseau
GRTgaz des sorties de la zone Nord et du PITS Sud-Atlantique vers la zone TRS. Cette capacité
est répartie entre la liaison Nord-Sud et le soutirage Sud-Atlantique selon les règles définies
dans le CORE8.
La saturation des artères est étudiée en fonction de plusieurs paramètres dont les
consommations prévues et le schéma prévisionnel d’approvisionnement basé sur les premières
nominations pour la journée gazière (premier cycle de 14h). Dans des conditions normales
d’exploitation du réseau, cette capacité globale est supérieure à la somme des capacités fermes
de la liaison Nord-Sud et du soutirage du PITS Sud-Atlantique9.
Une congestion est avérée lorsque la capacité maximale résultant du calcul précédent est
insuffisante au regard des besoins d’approvisionnement exprimés par le marché : les
approvisionnements sont excédentaires en amont de la congestion et déficitaires en aval de la
congestion.
Risques de congestion pour l’hiver 2017-2018
L’étude des bilans à la Pointe de Froid au risque 2%, sur 10 jours de froid intense ou sur l’hiver
ne fait pas apparaitre de problématiques locales en termes de capacités. L’occurrence des
congestions dépendra de l’usage effectif qui sera fait des stockages et des arrivées de GNL.
Le retour d’expérience des hivers précédents et notamment de l’hiver 2016-2017 montre que
la congestion Sud-Est est fortement probable en période de faible approvisionnement en GNL
au PITTM Fos. La gestion de la congestion Sud-Est pourrait être rendue complexe en cas
d’épisodes répétés, en raison de la faible souscription en volume du PITS Sud-Est pour l’hiver
prochain.
Le risque de congestion Nord existe également. Son occurrence dépendra de l’usage respectif
des PIR et PITTM. Les faibles souscriptions aux stockages pourraient être compensées par des
approvisionnements importants sur les PIR au Nord, augmentant ainsi le risque de congestion
Nord.
8
http://www.grtgaz.com/acces-direct/clients/fournisseur-trader/code-operationnel-de-reseau.html
9
Pour le PITS Sud-Atlantique, il s’agit de la capacité ferme climatique telle que définie dans le CORE Acheminement. La
capacité ferme climatique varie selon les consommations.
24 octobre 2017 14Winter Outlook 2017-2018
Congestion Sud- Est
Cette congestion apparaît pour de faibles émissions
des terminaux méthaniers à Fos-sur-Mer, un soutirage
insuffisant du PITS Sud-Est et le respect des
obligations de livraison de GRTgaz vers TIGF au point
d’interconnexion Cruzy.
La congestion Sud-Est se matérialise sur 2 fronts se
situant soit sur l’artère du Rhône, soit au niveau de la
compression d’Etrez, soit sur les artères du Centre-Est
et du Berry assurant les transits d’Ouest en Est au sein
de la zone Sud.
Recommandations du Mécanisme de Vigilance GRTgaz :
Pour lever la congestion, il est nécessaire d’augmenter les émissions des terminaux de Fos-sur-
Mer, ou d’augmenter les soutirages du PITS Sud-Est.
Le graphique ci-contre illustre les situations
de congestion Sud-Est avec en abscisse la
consommation de la zone Sud GRTgaz et en
ordonnée les approvisionnements en aval
de la congestion. Ces données sont fournies
à titre indicatif.
La zone rouge représente les situations
avérées de congestion. La zone orange
correspond aux situations comportant un
risque d’apparition de la congestion. La
zone verte permet de s’écarter de la
congestion.
24 octobre 2017 15Winter Outlook 2017-2018
Congestion Nord
Cette congestion apparaît pour de forts
approvisionnements au Nord conduisant à saturer
les transits au sein de la zone Nord du réseau
GRTgaz.
Le premier front de congestion se situe en amont de
la région parisienne et apparaît pour de forts
approvisionnements à Taisnières H et Obergailbach,
de faibles livraisons à Oltingue. Le second front se
situe plus à l’ouest avec des saturations de transit en
région parisienne pour de forts approvisionnements
à Dunkerque, Taisnières H et Obergailbach et PITTM de Dunkerque, de faibles livraisons à
Oltingue et Alveringem et un faible soutirage des PITS Nord-Atlantique et Nord-Ouest.
Recommandations du Mécanisme de Vigilance GRTgaz :
Pour lever cette congestion, il est nécessaire de diminuer les approvisionnements au Nord
(Dunkerque, Taisnières H, Obergailbach, PITTM Dunkerque) au profit d’une augmentation des
soutirages des stockages situés en aval de la congestion Nord (PITS Nord-Ouest et Nord-
Atlantique), d’émissions supplémentaires au terminal méthanier de Montoir-de-Bretagne ou
d’une moindre sollicitation de la liaison Nord-Sud avec plus d’approvisionnements en zone Sud.
Le graphique ci-contre illustre les situations de
congestion Nord avec en abscisse la
consommation de la zone Nord et en
ordonnée les approvisionnements en amont
de la congestion. Ces données sont fournies à
titre indicatif.
La zone rouge représente les situations
avérées de congestion. La zone orange
correspond aux situations comportant un
risque d’apparition de la congestion. La zone
verte permet de s’écarter de la congestion.
24 octobre 2017 16Winter Outlook 2017-2018
Solutions et mécanismes pour la gestion des congestions
GRTgaz mettra tout en œuvre pour maximiser les flux au droit de la congestion, en sollicitant
son réseau au maximum de ses capacités. La veille, lors de la programmation de chaque journée
gazière, des solutions opérationnelles permettant de déformer les flux physiques pour soulager
la congestion seront systématiquement étudiées avec les autres opérateurs d’infrastructures.
Pour la congestion Nord : Demandes de SWAP10 auprès des opérateurs de réseau adjacents.
Pour la congestion Sud-Est : Déformation des flux physiques à Cruzy en accord avec TIGF
selon 2 niveaux :
1. Déformation des flux physiques à Cruzy jusqu’à leur annulation.
2. Mise en place du rebours Cruzy sous certaines conditions11.
Le jour même, en cas de situation de tension avérée malgré les mesures opérationnelles décrites
ci-dessus et non levée par le biais des recommandations publiées, GRTgaz mettra en œuvre des
mesures complémentaires :
1. Recours au spread localisé
Proposé pour l’hiver 2017-2018 suite au REX de l’hiver 2016-2017, ce mécanisme de marché
permet de sourcer des besoins supplémentaires en gaz en aval des congestions tout en
revendant la même quantité en amont de la congestion. Ce mécanisme est adapté à la
gestion de la congestion Nord et de la congestion Sud-Est. Les détails sur ce mécanisme sont
donnés en Annexe 3.
2. Stock de sécurité supplémentaire
Ce dispositif complémentaire mis en place à la demande des pouvoirs publics,
spécifiquement pour la gestion de la congestion Sud-Est pour l’hiver 2017-2018, se traduit
par la constitution d’un stock de sécurité de 1 TWh en plus du stock client dans le PITS Sud-
Est. GRTgaz aura recours au stock de sécurité supplémentaire lorsque le mécanisme de
spread localisé ne permet pas de couvrir l’ensemble des besoins en aval de la congestion
Sud-Est. Le stock de sécurité supplémentaire pourra être également sollicité de manière
10
Déformation à bilan nul des flux contractuels entre opérateurs de réseau. Mécanisme non garanti.
11
GRTgaz décidera de sa mise en œuvre en fonction des conditions du réseau afin de conserver un stock en conduite
suffisant permettant de garantir la sécurité d’alimentation des consommateurs.
24 octobre 2017 17Winter Outlook 2017-2018
transitoire en début de journée gazière dans l’attente de l’effet du spread localisé sur les
approvisionnements en aval de la congestion Sud-Est.
Ce dispositif est mentionné par la Commission de Régulation de l’Energie dans la
consultation publique qu’elle a lancée au cours été dans le cadre de la création d’une zone
de marché unique du gaz en France au 1er novembre 2018.
3. Avis d’Instruction Opérationnelle (AIO)
Si les besoins permettant de lever la congestion ne sont pas entièrement sourcés par le
mécanisme de spread localisé et le soutirage du stock de sécurité supplémentaire, GRTgaz
publiera un AIO12 au titre duquel GRTgaz pourra exiger des expéditeurs un niveau minimal
en entrée sur le réseau sur les points en aval de la congestion Sud-Est et un niveau maximum
en entrée sur les points en amont de la congestion Nord.
4. Plan d’Urgence Gaz
En cas de congestion persistante malgré les mesures précédentes entrainant un déficit
localisé de gaz en aval de la congestion, ou de déficit global de gaz, GRTgaz et TIGF
alerteront le service du Ministère de la Transition Écologique et Solidaire qui peut
déclencher le Plan d’Urgence Gaz (cf. Annexe 2). Les transporteurs mettront alors en œuvre
les mesures associées prescrites par le plan et qui relèvent de leur responsabilité.
En situation de congestion et le temps que les mesures complémentaires produisent leur effet,
GRTgaz mettra tout en œuvre pour assurer la continuité d’alimentation des consommations en
utilisant au maximum son stock en conduite, en demandant assistance aux opérateurs
adjacents, ou en ayant recours à son stock de sécurité.
12
En application du contrat d’acheminement
24 octobre 2017 18Winter Outlook 2017-2018
ANNEXE 1 : Retour d’expérience de l’hiver 2016-2017
Dans le Winter Outlook 2016-2017, GRTgaz et TIGF avaient souligné que l’apparition de la
congestion Sud-Est était très dépendante de la sollicitation des stockages du PITS Sud-Est et des
émissions des terminaux méthaniers de Fos-sur-Mer, et rappelé que, lors des hivers précédents,
les schémas d’approvisionnement avaient conduit GRTgaz à émettre à plusieurs reprises des
alertes de niveau orange et rouge.
Durant l’hiver 2016-2017, les épisodes de congestion Sud-Est ont été plus fréquents, amenant
GRTgaz à communiquer spécifiquement sur le sujet et à mettre en œuvre des mesures
spécifiques avec le recours à des Avis d’Instruction Opérationnelle (AIO). Ce retour d’expérience
a été présenté par GRTgaz en Concertation gaz lors du GT Structure du 30 mars 2017
(https://concertationgaz.com/site/home).
Chronologie de l’hiver 2016-2017
Fin novembre
Publication le 22 novembre par GRTgaz et TIGF du premier Winter Outlook commun.
Approvisionnements faibles en GNL au PITTM Fos (Terminaux au minimum technique ou à
l’arrêt à partir du 23 novembre).
Soutirage significatif et précoce du PITS Sud-Est (Salins) par les expéditeurs à partir du 23
novembre.
Accord avec TIGF pour déformer les flux initialement prévus contractuellement en sortie
du réseau GRTgaz vers TIGF et mettre à 0 les sorties à Cruzy vers le réseau de TIGF (dispositif
maintenu pour l’ensemble des jours en Congestion Sud-Est durant l’hiver).
Mi-décembre : mise sous tension progressive.
Constat d’aléa de livraison de GNL : 3 cargaisons annulées sur décembre représentant
environ 3 TWh.
Consommations en augmentation, notamment des centrales à cycle combiné gaz en raison
de tensions sur le réseau électrique.
Il en résulte 26 jours en vigilance Congestion Sud-Est entre le 24 novembre et le 31
décembre.
24 octobre 2017 19Winter Outlook 2017-2018
Janvier : la situation de tension atteint son pic.
Combinaison de trois facteurs :
Manque de GNL : 2,5 TWh reçus au PITTM Fos en janvier sur les 7,4 TWh prévus
initialement par les clients.
Stock des stockages du PITS Sud-Est très bas pour la période.
Période de froid du 16 au 26 janvier : consommation totale au maximum de 2920 GWh/j
sur le réseau GRTgaz (dont 80 pour les cycles combinés gaz du Sud-Est).
28 jours en vigilance Congestion Sud-Est en janvier ayant nécessité en particulier :
Le recours au stock de sécurité de GRTgaz durant 11 journées pour 210 GWh au total.
Le recours à des Avis d’Instruction Opérationnelle (AIO) à 6 reprises les 12, 13, 20, 21, 22
et 24 janvier à destination des expéditeurs disposant de capacités sur le PITS Sud-Est au
PITTM Fos pour un appel de 188 GWh au total.
Spread TRS / PEG Nord élevé du 4 au 31 janvier durablement supérieur à 10 €/MWh avec
un pic dépassant 20 €/MWh le 24 janvier.
Travaux à Manosque réalisés du 3 au 5 janvier :
Travaux sur le stockage de Manosque rendant le site indisponible pour récupérer la
pleine capacité du site, indispensable en cas de période de froid.
Envoi par GRTgaz d’Avis d’Instruction Opérationnelle (AIO) aux expéditeurs actifs au
PITTM afin d’assurer une émission minimale au PITTM Fos durant la période de travaux.
Assistance de TIGF par gonflage de son réseau TIGF en amont de Cruzy (flux déjà à 0)
pour une ouverture éventuelle à Cruzy dans le sens TIGF vers GRTgaz en cas de
défaillance d’une des sources de la zone Sud-Est.
Information des parties prenantes : GRTgaz a communiqué très tôt sur la situation :
Information du marché le 30 décembre : communication sur la page d’accueil du site
internet grtgaz.com complété par un bandeau spécifique sur Smart GRTgaz avec un lien
vers communication et publication de message « REMIT ».
Dès le 6 janvier : ajout dans le mécanisme de vigilance publié sur SmartGRTgaz du besoin
minimal au PITS Sud-Est fonction des émissions au PITTM Fos pour la journée en cours
et publication de recommandations de GRTgaz pour la fin de l’hiver (préservation des
stocks du PITS Sud-Est afin de pouvoir répondre à une ou plusieurs vagues de froid et
communication d’une estimation des quantités minimales recommandées à Fos.
Conférence de presse du Directeur Général de GRTgaz le 17 janvier : alerte sur la
situation préoccupante, rappel sur les recommandations de GRTgaz et les mécanismes
en place.
24 octobre 2017 20Winter Outlook 2017-2018
Mise à jour régulière des informations publiées : Smart GRTgaz, site internet
grtgaz.com, messages REMIT.
Information des pouvoirs publics : alerte dès la mi-décembre puis information régulière
sur la situation et de son évolution, ainsi que travaux sur des solutions.
Information de RTE : alerte le 30 décembre puis information régulière de la situation et
de son évolution.
Fin janvier – début février : apaisement et fin des tensions sur le Sud-Est.
L’arrivée de cargaisons de GNL aux terminaux méthaniers de Fos-sur-Mer dès fin janvier et
le redoux permettent de mettre fin à la situation de tension sur le Sud-Est :
2 navires ayant chargé à Montoir-de-Bretagne reçus le 24 janvier et le 4 février ;
2 cargaisons supplémentaires les 11 et 13 février.
Fin février
Les quantités importantes de GNL réceptionnées au PITTM Fos et le niveau modéré de
consommation permettent de lever définitivement le risque de pénurie de gaz en zone
Sud-Est pour le reste de l’hiver.
Gestion opérationnelle des flux dans la zone Sud-Est
La congestion Sud-Est apparait lorsque l’on observe un déficit d’approvisionnement en aval des
saturations sur le réseau.
Le réseau GRTgaz a été sollicité au maximum de ses capacités afin de transiter le plus de gaz
possible au niveau des fronts de congestions qui étaient situés dans la vallée du Rhône et au
nord de Lyon. Cette saturation de longue durée a nécessité une sollicitation à des niveaux
exceptionnels des stations de compression permettant de maximiser les transits de gaz. Les
installations de GRTgaz n’ont pas connu de défaillance sur l’ensemble de cette période.
En plus de la déformation des flux convenus avec TIGF permettant de mettre Cruzy à 0, la
possibilité de réaliser des flux à rebours à Cruzy (livraison dans le sens TIGF vers GRTgaz) a été
étudiée mais non mise en œuvre.
24 octobre 2017 21Winter Outlook 2017-2018
Principaux enseignements de l’hiver 2016-2017
Bien que GRTgaz ait informé les acteurs du marché de la situation, l’absence de signal prix
traduisant directement la congestion et l’absence de mécanismes de marché à disposition de
GRTgaz pour gérer cette situation conduisent à l’absence d’incitation à se conformer aux
recommandations de GRTgaz.
La congestion Sud-Est étant fortement dépendante des livraisons de GNL, les incertitudes
constatées sur les programmes d’arrivées de navires méthaniers aux terminaux méthaniers de
Fos-sur-Mer ne permettaient pas de disposer d’une vision sur l’évolution de la situation qui est
restée incertaine jusqu’à la fin du mois de février. Des solutions ont été étudiées avec les
autorités et le marché, envisageant notamment l’achat direct de GNL par GRTgaz ou l’achat
par GRTgaz d’un engagement de flux au PITTM Fos. Ces solutions n’ont pas été retenues du
fait de leur coût, des effets d’aubaine potentiels, et des délais nécessaires à leur mise en œuvre
effective. Les études ont mis en évidence la complexité et les délais importants pour amener
du GNL supplémentaire dans le sud-est de la France.
Le REX de cet hiver montre également qu’il y a un besoin d’améliorer la pédagogie pour
expliquer la situation de congestion et la criticité potentielle de la situation rencontrée.
Les AIO, qui ont été utilisés à plusieurs reprises pour gérer les situations de congestion Sud-Est
avérées, constituent un outil contractuel à la disposition de GRTgaz qui contraint le marché et
qui fonctionne avec une efficacité globalement assurée, même si elle n’était pas garantie dans
la durée. L’utilisation des AIO en dernier recours a permis d’éviter des délestages de clients.
Les dispositifs d’interruptibilité n’ont été d’aucun secours. En effet, les conditions d’activation
n’étaient pas réunies (IAPC) ou inefficaces, les quantités potentiellement interruptibles restant
très faibles par rapport au besoin.
En ce qui concerne les autres situations de tension, la congestion Nord a pu être approchée
certains jours notamment les 19 et 25 janvier de l’hiver dernier sans qu’on ne se retrouve pour
autant en situation de congestion avérée.
24 octobre 2017 22Winter Outlook 2017-2018
ANNEXE 2 : Dispositif de délestage (PUG)
Le 28 novembre 2013, le Ministre de l’Écologie, du Développement durable et de l’Énergie a
pris un arrêté adoptant la mise en place d’un plan d'urgence gaz (PUG) (en application du
règlement UE 994/2010 du 20 octobre 2010 concernant les mesures visant à garantir la sécurité
de l'approvisionnement en gaz naturel).
Le plan national d’urgence gaz est un dispositif à mise en œuvre rapide visant à prévenir ou
retarder une crise d’approvisionnement qui conduirait à ne pas pouvoir satisfaire les besoins
en gaz du territoire français ou d’une partie de celui-ci.
Le plan national d’urgence gaz fixe des mesures par ordre de priorité en cas de crise :
1. des mesures portant sur la demande,
2. des mesures d’assouplissement des obligations de service public,
3. des mesures conservatoires prises par les autorités françaises,
4. des mesures et actions sur le chauffage urbain,
5. des mesures de dernier ressort : les délestages.
Une enquête délestage a été menée afin de quantifier le potentiel délestable ainsi que le délai
nécessaire.
En cas de crise majeure d’approvisionnement ou de déficit de gaz localisé ne permettant plus
d’assurer l’approvisionnement en gaz naturel de l’ensemble des clients consommateurs de la
zone impactée, les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution de gaz naturel
mettront en œuvre, en dernier ressort, des mesures de délestage de leurs clients (hors MIG)
selon les principes suivants :
Les gestionnaires de réseaux alertent leurs clients respectifs dès l’apparition d’un risque
majeur de rupture d’approvisionnement ;
Les gestionnaires de réseaux déterminent le besoin de délestage et le potentiel de
délestage (fonction des réponses à l’enquête et des niveaux de consommation constatées) ;
Les gestionnaires de réseaux demandent à leurs clients de réduire leur consommation
dans l’ordre défini par le dispositif.
24 octobre 2017 23Winter Outlook 2017-2018
ANNEXE 3 : Description du spread localisé
Le spread localisé est un mécanisme de marché incitatif permettant de gérer les congestions en
valorisant le gaz amené en aval d’une congestion. Il consiste à réaliser deux interventions
simultanées sur la bourse (le transporteur achète le Spread des deux interventions, soit la
différence entre le prix achat et le prix de vente) :
un achat localisé sur les points situés en aval de la congestion
une vente localisée sur des points en amont de celle-ci.
Le Spread Localisé constitue le mécanisme court terme privilégié dans le cadre de la création
de la TRF. En traitant l’aval et l’amont simultanément, il est sans impact sur l’équilibrage ni du
réseau, ni des expéditeurs. Sa mise en œuvre dès l’hiver 2017-2018 permettra de le tester de
manière anticipée.
Pour l’hiver 2017-2018, les transporteurs proposent de développer ce produit sur la base de
modalités très proches de celles du produit Locational, en s’appuyant sur un processus connu
des expéditeurs (les expéditeurs éligibles à ce produit le seront via la mise à jour du contrat
Locational) :
Produit activable en « Within Day ».
3 créneaux d’appel, avec des fenêtres proches mais distinctes de celles d’équilibrage
actuelles.
Consultation envoyée par mail par GRTgaz, en précisant la raison de la consultation
(congestion) et le besoin (volume de gaz et points réseau amont et aval congestion
concernés).
Remise des offres par les expéditeurs sur la plateforme Locational qui sera adaptée pour
répondre également au Spread Localisé. Les interventions sur la bourse s’appuient donc
sur un organisme de type chambre de compensation en contrepartie financière et
physique, pour les contractants comme pour GRTgaz.
Sélection par GRTgaz des offres de Spread (qui peuvent être explicites ou implicites).
Notification par mail des expéditeurs sélectionnés à GRTgaz de la quantité et des points
sur lesquels les actions seront réalisées.
Contrôle des renominations des expéditeurs dont les offres ont été sélectionnées
(pénalisation éventuelle)
La CRE a consulté les acteurs du marché sur cette proposition lors de la consultation publique
lancée au cours été dans le cadre de la création d’une zone de marché unique du gaz en France
24 octobre 2017 24Winter Outlook 2017-2018
au 1er novembre 2018, dans l’objectif d’une délibération à l’automne 2017. La mise en œuvre
effective de ce mécanisme sera confirmée dans ce cadre.
Liste des points potentiellement appelés pour les interventions de spread localisé :
Aval Amont
Congestion Variante
(= achat pour GRTgaz) (= vente pour GRTgaz et TIGF)
2DK + Montoir (+ Nord-Est*) +
Nord 1 Nord-Ouest + Nord-Atlantique PIV + Obergailbach + Oltingue
(+ Nord-Sud)
Congestion Nord
Montoir + Nord-Est + Nord-
2DK + PIV + Obergailbach +
Nord 2 Ouest + Nord-Atlantique (+
Oltingue
Nord-Sud)
Jura + Sud-Atlantique + Lussagnet
Sud-Est 1 Fos (+ Sud-Est)* + Pirineos
Congestion Sud- (+ Nord-Sud)
Est Sud-Atlantique + Lussagnet +
Sud-Est 2 Fos + Sud-Est + Jura Pirineos
(+ Nord-Sud)
* : le PITS Sud Est et le PITS Nord-Est sont respectivement à cheval des congestions Sud-Est 1 et Nord 1. Ces PITS pourront
être positionnés à l’amont ou à l’aval de la congestion en fonction des souplesses opérationnelles sur chacun des
stockages disponibles le jour J et convenues avec Storengy.
24 octobre 2017 25Winter Outlook 2017-2018
ANNEXE 4 : Détails sur le raisonnement 10 jours de froid
Consommations
Le niveau de consommation considéré est celui observé sur les journées gazières du 2 au 11
février 2012 corrigé pour la part des CCG afin d’obtenir un niveau de production d’électricité à
partir du gaz équivalent à celui rencontré durant l’hiver 2016-2017.
Jour 1 Jour 2 Jour 3 Jour 4 Jour 5 Jour 6 Jour 7 Jour 8 Jour 9 Jour 10
Total France 3 559 3 593 3 356 3 341 3 556 3 754 3 757 3 643 3 596 3 474
Distributions publiques 2 685 2 723 2 593 2 578 2 683 2 865 2 876 2 769 2 729 2 702
Industriels hors CCG 619 615 578 577 617 634 626 619 612 587
CCG 255 255 185 185 255 255 255 255 255 185
Total Nord 2 357 2 335 2 164 2 166 2 286 2 432 2 421 2 345 2 316 2 239
Distributions publiques 1 749 1 733 1 630 1 628 1 679 1 812 1 809 1 738 1 712 1 697
Industriels hors CCG 437 431 404 408 437 449 441 437 433 412
CCG 170 170 130 130 170 170 170 170 170 130
Total TRS 1 202 1 258 1 192 1 175 1 269 1 323 1 336 1 298 1 280 1 235
Distributions publiques 936 990 963 950 1 004 1 053 1 067 1 031 1 017 1 005
Industriels hors CCG 181 183 174 170 180 185 184 182 178 175
CCG 85 85 55 55 85 85 85 85 85 55
Capacités aux stockages
Les capacités de soutirage prises en compte correspondent aux capacités de soutirage de pointe
sur la base des souscriptions constatées sur les stockages souterrains au 05/10/2017 dont les
capacités de soutirage liées gaz de performance, soit 1594 GWh/j (même capacité que dans
l’exercice du bilan à la pointe). On considère pour l’ensemble des 10 jours une hypothèse
optimiste de capacité de soutirage constante. La capacité de soutirage et son maintien dans le
temps dépendent du niveau effectif des stockages en début de période.
24 octobre 2017 26Winter Outlook 2017-2018
Utilisation des PIR
La quantité considérée en entrée aux PIR pour chacun de ces 10 jours correspond au maximum
historique observé au moins un jour sur la somme des PIR en hiver depuis 2010.
Utilisation en GWh/j
Max historique du global des points
PIR Entrées Nord 1899
PIR Sorties Nord -265
PIR Sorties Sud -205
En période de froid, on observe également des sorties13 importantes vers la Suisse (pour
l’alimentation de l’Italie) et l’Espagne.
Utilisation de la liaison Nord-Sud
On considère une utilisation de la liaison Nord-Sud au niveau de la capacité ferme climatique
soit 270GWh/j.
Alea d’approvisionnement en GNL
Si l’on considère une rupture temporaire des approvisionnements habituels en GNL, le niveau
de stock disponible en cuve des terminaux méthaniers au début de la période de froid de
10 jours sera entièrement utilisé pour les émissions des PITTM sur la période.
L’étude de l’historique des stocks des terminaux méthaniers observés à 6h lors des hivers depuis
2012 donne un stock moyen de départ de l’ordre 3 TWh (2 TWh au Nord et 1 TWh au Sud), soit
environ 150 000 m3 de GNL en stock mobilisable pour chacun des PITTM14.
La prise en compte du stockage GNL comme moyen de modulation pour remplir les obligations
de stockage (arrêté du 31 juillet 2017 relatif aux modalités de prise en compte des autres
instruments de modulation pour l’application de l’obligation de déclaration et de détention
de stocks et capacités de stockage des fournisseurs de gaz naturel) ne modifie pas l’hypothèse
sur le stock présent dans les terminaux. En effet, cet arrêté ne garantit pas la présence de stock
de GNL tout au long de l’hiver.
13
Le PIR Alveringem est considéré dans l’historique récent, mais reste peu représentatif.
14
En raison du peu d’historique pour le PITTM DK LNG, le niveau moyen de GNL en cuve été transposé à partir des
observations sur les autres PITTM.
24 octobre 2017 27Winter Outlook 2017-2018
ANNEXE 5 : Détails sur le raisonnement hiver froid
Consommations
L’hiver froid correspond à un hiver (mois de novembre à mars, soit 151 jours) au risque froid
2%15. Les consommations considérées sont les suivantes :
Hiver froid Consommations totales dont CCG
(TWh) (TWh)
Nord (dont zone B) 233 24
TRS 119 12
GRTgaz Sud 94 12
TIGF 25 0
Capacités aux stockages
On considère que l’ensemble des volumes souscrits au 05/10/2017 dont les opérations de gaz
de performance pour l’hiver 2017-2018 sont utilisés pour ce scénario, soit 98 TWh. Le
raisonnement sur le scénario hiver froid est effectué en volume. Il sous-entend malgré tout une
gestion optimale de la campagne de soutirage permettant de disposer chaque jour de l’hiver
froid des capacités de soutirage nécessaires.
Utilisation des PIR
Pour ce scénario, et à la vue des souscriptions constatées au 05/10/2017 sur les stockages, il est
vraisemblable et nécessaire de partir sur des hypothèses hautes d’approvisionnements sur les
PIR. L’hypothèse retenue considère des approvisionnements sur la somme des PIR en entrée et
sortie positionnée au centile 95 de l’historique, en hiver depuis 2010 = 95% de l’historique est
en dessous de cette valeur et seulement 5% au-dessus.
Cette hypothèse pour les PIR en entrée est une hypothèse très optimiste puisqu’elle considère
que cette valeur dépassée 5% du temps est reconduite pour tous les jours de l’hiver froid.
Utilisation en GWh/j
Max 95%
PIR Entrées 1572
PIR Sorties -359
15
Hiver froid tel qu'il s'en produit statistiquement un tous les cinquante ans (réf : Code de l’énergie, article R121-8)
24 octobre 2017 28Winter Outlook 2017-2018
En période de froid, les sorties16 peuvent également être soutenues vers la Suisse (pour
l’alimentation de l’Italie) et l’Espagne.
Utilisation des PITTM
L’utilisation médiane (50% de l’historique en dessous et 50% de l’historique au-dessus de cette
valeur) et au max 95% (même raisonnement que pour les PIR) basée sur un historique17 des
hivers depuis 2010 sont données dans le tableau suivant.
Utilisation des PITTM en GWh/j.
Médiane 267
Max 95% 557
La prise en compte du stockage GNL comme moyen de modulation pour remplir les obligations
de stockage (arrêté du 31 juillet 2017 relatif aux modalités de prise en compte des autres
instruments de modulation pour l’application de l’obligation de déclaration et de détention
de stocks et capacités de stockage des fournisseurs de gaz naturel) ne modifie pas l’hypothèse
sur le stock présent dans les terminaux. En effet, cet arrêté ne garantit pas la présence de stock
de GNL tout au long de l’hiver.
16
Le PIR Alveringem est considéré dans l’historique récent, mais reste peu représentatif.
17
Le PITTM DK LNG est considéré dans l’historique récent, mais reste peu représentatif.
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