Plan décennal de développement du réseau de transport de ... · 2. Délibération de la...

Construisons le transport de demain

Plan décennal de développement

2012-2021de GRTgazdu réseau de transport

Zone Nord

Zone Sud

620

223

410

370

570 (Taisnières H)

80

230230

585

(Taisnières B)230

325

TIGF

Fos-CavaouFos-Tonkin

Taisnières

Dunkerque

Montoir de Bretagne

Biriatou

Obergailbach

Oltingue

Larrau

24 stations de compression

1 terminal méthanier en construction

Sens du flux du gaz naturelCapacité ferme en GWh/jour

Réseau principal

Réseau régional

5 points d’interconnexion réseau

2 stations de compressionen construction

3 terminaux méthaniers

14 stockages souterrains

CarTe Du réSeauDe GrTGaz

2012

Zone Nord

Zone Sud

620

223

410

370

570 (Taisnières H)

80

230230

585

(Taisnières B)230

325

TIGF

Fos-CavaouFos-Tonkin

Taisnières

Dunkerque

Montoir de Bretagne

Biriatou

Obergailbach

Oltingue

Larrau


1 terminal méthanier en construction

Sens du flux du gaz naturelCapacité ferme en GWh/jour

Réseau principal

Réseau régional

5 points d’interconnexion réseau

2 stations de compressionen construction

3 terminaux méthaniers


échangés

449 TWh

chiffre d’affaires

1,56 Md €

canalisations haute pression

32 121 km

investissements

524 M€

3 062 collaborateurs

soit 640 TWh transportés

56 Mds de m3

dont :

• 449 TWh consommés

• 88 TWh stockés

• 103 TWh transités

clients expéditeurs 89855 clients raccordés

• 16 gestionnaires de réseau de distribution ;

• 11 centrales de production d’électricité ;

• 828 consommateurs industriels.

ChiFFreS CLéS 2011

Sommaire

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 TRANSPORT12 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 FRANCE25 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 GRTgaz41 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 RÉALISATION56 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 ANNEXES60 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

Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 2012-2021 1

PRofil

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.

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.

GRTgaz

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 2012-20212

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 fluxgaziers 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

Réussir l’intégration des marchés

AvANt-propos dU directeUr GÉNÉrAL

3. Gaz Naturel liquéfié.4. place de marché aux États-Unis pour les échanges de gaz.


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.

Synthèse

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


SYNTHÈSE

Le cadre du plan décennal de développement du réseau de transport

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 : [email protected].

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 niveaux national, supranational ou européen. il est fondé sur l’offre et la demande de gaz existantes et sur des prévisions raisonnables de développement à moyen terme des infrastructures gazières, de la consommation et des échanges internationaux.• il identifie les principales infrastructures de transport de gaz à construire ou renforcer dans les dix ans à venir.• il répertorie les investissements décidés ou à réaliser dans un délai de trois ans.• il présente un calendrier prévisionnel pour l’ensemble des investissements évoqués en distinguant les projets décidés et non décidés.

la CRE recueille l’avis du marché, vérifie que les besoins d’investissement sont bien couverts et s’assure de la cohérence de ce plan avec le plan de développement à dix ans du réseau européen (tYNdp) établi 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.

Ce 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.


SYNTHÈSE

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.

Les politiques énergétiques européenne et française

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.


SYNTHÈSE

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 prioritairesl’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.


SYNTHÈSE

L’organisation cible du marché gazierAfin 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 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.

La France : une géographie privilégiée au service de l’Europe

Connectée par gazoducs aux marchés du Nord, de l’Est et du Sud de l’Europe, la france bénéficie aussi de façades maritimes remarquablement situées pour accueillir le GNl importé du Golfe Persique et des bassins méditerranéen et atlantique. C’est le seul pays d’Europe à disposer directement de ressources gazières aussi diversifiées.

Cette situation privilégiée est valorisée par des infrastructures de regazéification, de transport et de stockage puissantes et bien réparties. Sous réserve de décentraliser l’odorisation du gaz naturel11, le réseau de GRTgaz permet d’atteindre la plupart des marchés européens. les grands projets engagés renforceront en outre la fluidité entre les zones d’équilibrage ce qui facilitera leur fusion.

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.

La France dans l’Europe du gaz• 1er réseau de transport : 37 200 km

• 3e capacité de stockage : 12 Mds m3 de volume utile

• 3e capacité de réception de GNL : 24 Mds m3 / an

11. Un préalable indispensable pour pourvoir transiter du gaz vers les réseaux belges et allemands car leurs transporteurs n’acceptent pas de gaz préalablement odorisé.


SYNTHÈSE

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

Connectée aux grands marchés nord européens, la zone Nord est la plus active en termes d’ouverture du marché et d’activité aux points d’échange gaz (PEG). les principaux projets décidés ou envisagés sont les suivants :• 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.

Le plan décennal de GRTgaz : contribuer à l’atteinte des objectifs énergétiquesUn 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.

La carte détaillée des projets présentés dans ce plan décennal figure en fin de document.


SYNTHÈSE

• Les capacités d’interconnexion avec l’espagne sont une priorité de l’Union européenne et de l’initiative régionale Sud. Elles augmenteront significativement en 2015 pour atteindre 225 GWh/j dans le sens Espagne-france et 165 GWh/j dans le sens france-Espagne. la mise en service (2013) d’une nouvelle station de compression et d’interconnexion à Chazelles (Charente) participe à ce projet. Elle permettra d’accroître les échanges avec tiGF et de porter l’artère de Guyenne à pleine capacité.

• Le projet eridan décidé en 2011 permettra de renforcer l’axe sud nord dans sa partie la plus méridionale en doublant l’artère du rhône sur 220 km entre saint-Martin-de-crau (Bouches-du-rhône) et saint-Avit (drôme). sa mise en service (2016) développera la fluidité et la flexibilité dans la zone sud. c’est une étape indispensable à la fusion des zones Nord et Sud.

• Le renforcement de l’axe sud nord pourrait être complété dans un second temps par les doublements de l’artère de l’Est lyonnais entre Saint-Avit et Etrez et de l’artère de Bourgogne entre Etrez et Voisines. Ces projets répondraient aux évolutions envisagées pour les terminaux fos Tonkin (2019), fos faster (2019) et Fos cavaou (2021) et pour les stockages d’Hauterives, d’etrez et de Manosque (2016-2018). ils permettraient aussi d’accroître les capacités d’interconnexion avec tiGF, en cohérence avec le projet Midcat de nouvelle interconnexion à l’est des pyrénées (2020).

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.

Approvisionner la Corse en gaz naturelGRTgaz a étudié un projet d’alimentation de la Corse en gaz naturel en la reliant au futur gazoduc Algérie-Sardaigne-Italie (GALSI). Une alternative au GALSI consisterait à approvisionner la Corse par une ou deux barges de regazéification de GNL.


SYNTHÈSE

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-sortieCapacités d'entrée* 2012 Décidées Envisagées 2021

Norvège (Gassco) 585** - - 570

Belgique 570 H**230 B 50 H - 640 H

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

Cuvilly

Dunkerque

Fos

Montpellier

Chazelles

Saint-Martin-de-Crau

Taisnières

Dierrey

Voisines

Étrez

Saint-Avit

Morelmaison

Laneuvelotte

Montoir-de-Bretagne

Cherré

Chémery

Obergailbach

Oltingue

Projets décidés

Projets non décidés

Flux physique existant

Pitgam

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.

L’offre et la demande de transport

p. 12 l’offre de transport de GRTgaz

p. 15 les principales évolutions depuis le plan 2011-2020

p. 17 la demande de capacités



L’OFFRE ET LA DEMANDE DE TRANSPORT

L’offre de transport de GRTgaz

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.

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 leurs fournisseurs de gaz et tous les opérateurs agréés ont accès au réseau de transport. GRTgaz a dès lors pour missions de transporter le gaz naturel de ses clients dans les meilleures conditions de coût, de fiabilité et de sécurité et de faciliter l’accès de ses clients, fournisseurs, expéditeurs et consommateurs industriels, au marché de gros du gaz naturel.

Un modèle entrée/sortie avec deux zones de marché

les prestations de transport de GRTgaz sont commercialisées sous forme de capacités d’accès à l’une des deux zones entrée/sortie ou zones d’équilibrage 12. Dans le périmètre de chaque zone :• les expéditeurs peuvent demander le transport de leur gaz de tout point d’entrée vers tout point de sortie de la zone dans la limite des capacités souscrites à ces différents points. leur seule obligation est d’équilibrer leurs entrées et sorties de gaz sur la journée gazière ;• ils peuvent échanger du gaz sans besoin de préciser sa source ou sa destination ;• ils peuvent échanger des capacités souscrites librement entre eux.Cette organisation assure un fonctionnement souple du marché et favorise le développement de la concurrence.

l’existence de plusieurs zones entrée/sortie traduit les limites physiques du réseau et l’impossibilité, dans certains cas, d’acheminer le gaz entre un point d’entrée d’une zone et un point de sortie d’une autre zone. Grâce aux investissements réalisés, GRTgaz a ramené ses zones d’équilibrage de 4 en 2005 à 2 en 2009 : la zone Nord et la zone Sud, interconnectées par la liaison Nord Sud.

la simplification de l’accès au marché devrait se poursuivre, conformément aux orientations fixées par la CRE13, en fusionnant les deux zones de GRTgaz pour créer un PEG Nord-Sud unique à l’horizon 2018. Un peG commun Grtgaz sud-tiGF sera tout d’abord créé avant la fin 2015. en phase intermédiaire, GRTgaz propose depuis juillet 2011 avec Powernext un service expérimental de couplage des places de marché Nord et Sud (voir p. 52).

Un PEG Nord unique pour les gaz H et B en 2013Afin de simplifier l’accès au réseau de gaz B, GRTgaz a réalisé à la demande de la CRE et présenté en 2012 une étude de faisabilité sur la fusion contractuelle des périmètres d’équilibrage H et B à l’horizon 2013.

Après avoir consulté le marché, la CRE a décidé :• de créer le 1er avril 2013 un PEG Nord unique avec un périmètre d’équilibrage unique ;• de mutualiser le coût du service de conversion de gaz H en gaz B dans le tarif de transport qui entrera en vigueur au 1er avril 2013.



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. Décret 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.

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 doit pouvoir faire face à l’augmentation des volumes de gaz transportés lors de pointes de froid telles qu’il s’en produit statistiquement tous les 50 ans 15.Grtgaz doit aussi mettre en place d’ici décembre 2014 des capacités de transport de flux dans les deux sens (flux inversés) aux interconnexions transfrontalières ainsi que le demande le règlement européen 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.

Le réseau de GRTgaz permet de faire face à une consommation journalière de pointe estimée à 4,5 TWh/j au risque 2 %.

Une information de référence sur le marché du gazLancé 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.



Anticiper les besoins du marché

Apporter en temps et en heure les capacités de transport nécessaires, dans des conditions économiques compatibles avec les attentes des utilisateurs du réseau, est un enjeu majeur alors même que la réalisation des grandes infrastructures s’étale couramment sur 4 à 6 ans.

GRTgaz analyse en continu l’évolution prévisionnelle des consommations, notamment celles des centrales de production d’électricité à partir du gaz naturel, des approvisionnements, des besoins des opérateurs d’infrastructures gazières adjacentes ainsi que leurs impacts sur le réseau de transport.• 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.• Le développement du réseau principal dépend de l’évolution des besoins de capacités en entrée ou en 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 permet de les dimensionner.

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.

Une qualité de service appréciée• 95 % des clients de GRTgaz sont satisfaits de la qualité des services d’acheminement et de livraison

• 93 % de l’accompagnement opérationnel

• 92 % de la relation commerciale

Enquête de satisfaction 2011

La Concertation Gaz en FranceGRTgaz 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.



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.

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 principales évolutions depuis le plan 2011-2020

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.



Un nouveau réseau de grand transport en construction 18

Deux grands investissements décidés en 2011, le projet Eridan de doublement de l’artère du Rhône et l’Arc de Dierrey lié à la décision des actionnaires de Dunkerque lNG de construire un terminal méthanier à Dunkerque, modifieront profondément le réseau GRTgaz à l’horizon 2016. Ses capacités d’entrée/sortie, sa robustesse et sa flexibilité seront fortement augmentées.

Des capacités d’entrée accrues de 16 % à horizon 2016. les renforcements décidés à ce jour aug-menteront les capacités d’entrée (gaz H + gaz B) de 475 GWh/j d’ici 2016 en trois étapes.les entrées dans le nord du réseau resteront prépondérantes : 81 % contre 83 % en 2011. la part des capacités d’entrée dédiées au GNl passera de 28 % à 36 %.La flexibilité intra-journalière du réseau s’accroîtra sensiblement ce qui permettra de mieux satisfaire les besoins des CCCG (voir p. 36).

Des capacités de sortie accrues de 60 % à horizon 2015. les renforcements décidés à ce jour aug-menteront les capacités de sortie de 340 GWh/j d’ici 2015 en deux étapes.les capacités de sortie en zone nord passeront de 39 % à 54 %.la création d’un point de sortie à Veurne, alimenté par une conduite transportant du gaz non odorisé depuis Dunkerque via Pitgam, permettra pour la première fois à GRTgaz d’acheminer du gaz à destination de la Belgique et des marchés du nord de l’Europe qui n’accueillent pas de gaz préalablement odorisé sur leurs artères de grand transport (voir p. 43).

L’évolution prévisionnelle des capacités de sortie

2012 2013 2014 2015 2016 2017

565 GWh/j

905 GWh/j

Veurne : +270 GWh/j

PIR Midi : +70 GWh/j

+340 G

Wh

/j soit +

60 %

L’évolution prévisionnelle des capacités d’entrée

2012 2013 2014 2015 2016 2017

2 880 GWh/j

Dunkerque GNL : +250 GWh/j

PIR Midi : +175 GWh/jPIR Taisnières H : +50 GWh/j

3 355 GWh/j

+475 G

Wh

/j soit +

16 %

18. les grands investissements lancés ou décidés sont présentés de façon détaillée en section 3.



2011 a été marquée par d’importantes évolutions dans l’utilisation des points d’entrée et de sortie du réseau de GRTgaz. Ces évolutions traduisent la réactivité des expéditeurs aux conditions de marché. Elles soulignent l’intérêt d’investir dans de nouvelles infrastructures de transport pour optimiser en permanence les arbitrages entre les différentes sources de gaz en fonction de leur prix et améliorer ainsi la compétitivité de l’approvisionnement gazier français au bénéfice des clients finaux.

La demande de capacités

Des configurations de flux en forte évolution en 2011

2011 a été l’année la plus chaude depuis 2007 alors que 2010 avait connu un hiver très rigoureux. Dans la zone de GRTgaz, la consommation de gaz a baissé de 13 % hors correction climatique, en ligne avec l’évolution à l’échelle de l’Union européenne : - 11 %. La clémence des températures s’est en effet tra-duite par une baisse de 20 % de la demande des réseaux de distribution publique. la consommation des sites directement raccordés s’est maintenue pour sa part au niveau de 2010, une stagnation due au repli de l’activité industrielle et au ralentissement de la demande pour la production d’électricité au second semestre 2011.

Le bilan 2011 des mouvements de gaz sur le réseau GRTgaz affiche de forts contrastes par rapport à 2010.

Dans la zone Nord, on constate ainsi :- une utilisation accrue des entrées par gazoduc à Dunkerque (Norvège) et Taisnières H (Belgique) ;- une baisse marquée des émissions du terminal méthanier de Montoir et des livraisons par gazoduc à obergailbach (Allemagne) ;- une forte croissance des sorties à oltingue (Suisse) à la suite de la remise en service du gazoduc per-mettant d’acheminer du gaz depuis la france vers l’italie par la Suisse.

Dans la zone Sud, on enregistre :- une augmentation des émissions des terminaux de fos avec la mise en service à pleine capacité du terminal de Fos cavaou en novembre 2010, mais un tassement des flux depuis novembre 2011 ;- une croissance de plus de 50 % des flux sortant au point Midi ce qui traduit une hausse du transit vers le réseau de TiGf et l’Espagne.

L’évolution des principaux flux de gaz en 2011 par rapport à 2010

Zone Nord

Zone Sud

+ 7 TWh

- 12 TWh

+ 12 TWh

+ 19 TWh

+ 26 TWh

- 2 TWh- 11 TWh

H = + 10 TWhB = - 3 TWh

TIGF

Taisnières

Dunkerque

Montoir-de-Bretagne

Biriatou

Obergailbach

Oltingue

Larrau

PIR : point d’interconnexion réseau

Sens direct du flux

PITTM : point d’interface transport-terminaux méthaniers

Fos

Flux de gaz 2011 (TWh)

Évolution (%)

Entrée gaz gazeux

Dunkerque 164 4 %

Taisnières H 118 9 %

Taisnières B 48 -6 %

obergailbach 77 -15 %

Entrée GNL

Montoir 59 -18 %

fos 100 19 %

Liaison Nord Sud 79 -3 %

Sortie

oltingue 43 28 %

Midi 49 53 %

Stockage

injection 64 -2 %

Soutirage 46 -41 %



0102030405060708090

100%

trimestre 12010 2011

trimestre 2 trimestre 3 trimestre 4 trimestre 1 trimestre 2 trimestre 3 trimestre 4

Taux moyen d’utilisation Taisnières B Taux maximum d’utilisation Taisnières B

Taisnières B

0102030405060708090

100



Taux moyen d’utilisation Dunkerque Taux maximum d’utilisation Dunkerque

%

Dunkerque

Sur la liaison entre les PEG Nord et Sud, les flux sont stables sur l’ensemble de l’année avec une forte progression au dernier trimestre 2011.

Les soutirages des stockages sont en forte baisse et les injections en léger retrait.

les mouvements de gaz ont été marqués fin 2011 et au cours des premiers mois de 2012 par une augmen-tation des flux dans le sens nord sud et par une baisse significative des émissions des terminaux méthaniers. ces évolutions reflètent la capacité des expéditeurs à utiliser les différents points d’entrée et de sortie du réseau pour tirer le meilleur parti des conditions de marché et optimiser leur coût d’approvisionnement.

L’utilisation des capacités souscrites en 2011la carte ci-contre synthétise l’utili-sation des capacités réservées aux différents points d’entrée/sortie du réseau de GRTgaz en 2011.• Les taux d’utilisation moyens des capacités des points d’entrée ter-restres à Dunkerque et Taisnières sont élevés : de l’ordre de 70 à 80 %. • Les taux d’utilisation d’obergail-bach, d’oltingue et de Montoir sont inférieurs. ces utilisations reflètent les arbitrages des expéditeurs pour alimenter le marché français. les écarts de coût des différentes sources d’approvision-nement se traduisent par l’utilisation plus ou moins importante des capaci-tés souscrites aux points d’entrée du réseau de GRTgaz.

Entrées de gaz gazeux : utilisation élevée des capacités au nord du réseau, moindre sollicitation d’ObergailbachEn 2011, les capacités réservées à Dunkerque, Taisnières H et Taisnières B ont été largement utilisées, avec un taux moyen de l’ordre de 80 % et des maxima correspondant aux capacités souscrites. on observe une sai-sonnalité marquée sur les entrées nord avec des flux nettement supérieurs en hiver pour satisfaire la demande.À obergailbach, le taux d’utilisation des capacités se limite en moyenne à 50 % comme en 2010, ce qui le place dans la fourchette basse des points d’entrée du réseau. De façon analogue, le taux d’utilisation maximale de ce point d’entrée n’a pas dépassé 90 % du total des capacités souscrites.

Zone Nord

Zone Sud

MA 79 %MJ 100 %

MA 52 %MJ 94 %

MA 51 %MJ 85 %

MA 67 %MJ 100 %

MA 52 %MJ 100 %

MA 69 %MJ 100 %

MA 42 %MJ 85 %

HMA 80 %MJ 100 %

BMA 76 %MJ 100 %

Fos

Taisnières

Dunkerque

Montoir-de-Bretagne

Biriatou

Obergailbach

Oltingue

Larrau

TIGF

PIR : point d’interconnexion réseau

Sens direct du flux

Moyenne annuelleMaximum journalier

PITTM : point d’interface transport-terminaux méthaniers

MAMJ



0102030405060708090

100%



Taux moyen d’utilisation Obergailbach Taux maximum d’utilisation Obergailbach

Obergailbach

0102030405060708090

100%



Taux moyen d’utilisation Taisnières H Taux maximum d’utilisation Taisnières H

Taisnières H

Entrées de GNL : forte hausse de l’utilisation de Fos, réduction significative à MontoirEn 2011, les capacités réservées à fos ont été utilisées en moyenne à 67 %, en hausse de 11 points par rapport à 2010. le taux d’utilisation maximale a également augmenté depuis la mise en service de fos Cavaou et se situe entre 90 à 100 % selon les trimestres.Si fos reste un point d’entrée incontournable pour approvisionner la zone Sud, il n’en est pas de même pour Montoir, plus exposé aux arbitrages liés aux évolutions du marché mondial du GNL. À Montoir, le taux d’utilisation moyen a baissé de 10 points par rapport à 2010, pour s’établir à 42 %. c’est le niveau d’utilisation des capacités réservées le plus faible du réseau de GRTgaz. le maximum journalier s’est replié significativement depuis mi-2011 passant sous la barre des 60 %.

Liaison Nord Sud : utilisation globalement inchangéel’utilisation moyenne de la liaison Nord Sud a peu varié entre 2010 et 2011. Dans le sens nord vers sud, le taux d’utilisation moyen s’établit à 69 % en retrait de 4 points par rapport à 2010. les taux d’utilisation 2010 et 2011 restent bien en deçà des 91 % atteints en 2009, lorsque fos Cavaou n’était pas en service.les expéditeurs ont utilisé au moins une fois par trimestre la totalité des capacités souscrites.

0102030405060708090

100%



Taux moyen d’utilisation Fos Taux maximum d’utilisation Fos

Fos

0102030405060708090

100%



Taux moyen d’utilisation Montoir Taux maximum d’utilisation Montoir

Montoir

0102030405060708090

100%



Taux moyen d’utilisation liaison nordsud dans le sens nord vers sud

Taux maximum d’utilisation liaison nordsud dans le sens nord vers sud

Nord vers Sud

0102030405060708090

100%



Taux moyen d’utilisation liaison nordsud dans le sens sud vers nord

Taux maximum d’utilisation liaison nordsud dans le sens sud vers nord

Sud vers Nord



Début 2012 : prédominance des flux de gaz du nord vers le sud du réseau…

Une nouvelle configuration des flux de gaz entrant sur le réseau se dessine depuis la fin de 2011. Les premiers mois de 2012 se caractérisent par une baisse significative des entrées de GNl et une dominance marquée des flux du nord vers le sud du réseau.

Au pir dunkerque, les flux entrants ont constamment progressé depuis fin 2011 et les flux journaliers atteignent régulièrement la capacité technique. les entrées des cinq premiers mois de 2012 sont en hausse de 20 % par rapport à 2011.Parallèlement, la liaison nord vers sud est de plus en plus sollicitée : la hausse atteint 30 % sur les cinq pre-miers mois de 2012 et les flux journaliers représentent très fréquemment l’intégralité de la capacité réservée.

À l’inverse, au pittM Montoir, les flux entrants sont en forte baisse depuis juillet 2011 : 60 % sur les cinq premiers mois de 2012. Les flux sont également en repli depuis novembre 2011 au pittM Fos avec une réduction de 20 % sur les cinq premiers mois de 2012.

0102030405060708090

100%



Taux moyen d’utilisation Midi dans le sens GRTgaz vers TIGF

Taux maximum d’utilisation Midi dans le sens GRTgaz vers TIGF

GRTgaz vers TIGF

0102030405060708090

100%



Taux moyen d’utilisation Oltingue Taux maximum d’utilisation Oltingue

Oltingue

janv. fév. mars avril mai juin juil. août sept. oct. nov. déc.

TWh

/mo

is

Dunkerque 2010 Dunkerque 2011 Dunkerque 2012

02468

101214161820

Dunkerque

janv. fév. mars avril mai juin juil. août sept. oct. nov. déc.Nord Sud 2010 Nord Sud 2011 Nord Sud 2012

TWh

/mo

is

0

2

4

6

8

10

12

Nord Sud

janv. fév. mars avril mai juin juil. août sept. oct. nov. déc.Montoir 2010 Montoir 2011 Montoir 2012

TWh

/mo

is

0

1

2

3

4

5

6

7

8

9

Montoir

janv. fév. mars avril mai juin juil. août sept. oct. nov. déc.Fos 2010 Fos 2011 Fos 2012

TWh

/mo

is

0

2

4

6

8

10

12

Fos

Sorties : forte hausse du taux d’utilisation de Midi, retour à la normale à Oltingueen 2011, le taux moyen d’utilisation du point de sortie Midi vers tiGF a progressé de 17 points pour s’établir à 52 % et les maxima journaliers ont fréquemment atteint 100 %, ce qui pourrait indiquer une augmentation du transit en direction de l’Espagne.À oltingue, le bilan est contrasté. le taux d’utilisation moyen s’est accru pour atteindre 51 % avec la remise en service du transit suisse, mais les maxima journaliers ont fortement baissé par rapport à 2010 malgré des prix spot PSV plus élevés en italie qu’au PEG Nord.



19. Des analyses plus fines par point d’entrée/sortie figurent en annexe p. 60.

… sous l’influence des écarts du prix du gaz en Europe et dans le monde

ces nouvelles configurations de flux sont liées aux évolutions contrastées des prix du gaz en europe et dans le monde ainsi qu’aux arbitrages des expéditeurs entre importations par gazoducs ou par métha-niers.

• En Europe, les prix spot sur la plaque nord ouest sont restés inférieurs en 2011 aux prix des contrats à long terme : le différentiel a atteint jusqu’à 8 €/MWh. parallèlement, la liquidité des marchés de gros a continué d’augmenter, renforçant la concurrence.

• En Asie, les prix du gaz ont été et restent très supérieurs aux prix en Europe avec une demande de GNl en forte hausse à partir du second semestre 2011 en raison notamment de l’arrêt des réacteurs nucléaires japonais à la suite de l’accident de fukushima en mars 2011.

• En Amérique du Nord, les prix du gaz ont été et restent très inférieurs aux prix européens sous l’effet du fort développement de la production de gaz non conventionnels et notamment de gaz de schiste.

le rapport entre le coût moyen du transport dans l’hexagone et les écarts de prix du gaz selon les sources d’approvisionnement confirme l’intérêt d’investir dans de nouvelles infrastructures pour per-mettre aux expéditeurs d’optimiser le coût d’approvisionnement du gaz en france en fonction du marché gazier mondial.

L’analyse des souscriptions par points d’entrée/sortie19

GRTgaz s’appuie également sur l’analyse des taux de souscription aux points d’entrée et de sortie pour déterminer les besoins de développement des capacités. Sur la période 2012-2021, ces taux sont globalement stables et élevés : en moyenne, plus de 90 % de la capacité ferme proposée à long terme, est réservée à l’horizon 2015-2020. En complément, de la capacité ferme est proposée à court terme, afin d’offrir au marché des possibilités d’arbitrage supplémentaires tout en facilitant l’entrée de nouveaux acteurs.

0

5

10

15

20

25

USD

/MB

tu

Henry Hub NBP German border price Japan LNG

Brent Asian coal marker

janv.

2008

avril

2008

juil. 2

008

oct.

2008

janv.

2009

avril

2009

juil. 2

009

oct.

2009

janv.

2010

avril

2010

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2012

Gas medium-term market report, AIE 2012

L’évolution des prix spot sur les principales places de marché de 2008 à 2012



20. Moyennes normatives calculées à partir des capacités de regazéification souscrites auprès d’elengy et Fosmax LNG.

Les souscriptions des capacités fermes aux points d’entrée de GNLAux points d’entrée de Montoir et de Fos, les taux de souscription à long terme atteignent en moyenne près de 90 % 20. Sur le nouveau point d’entrée de Dunkerque lNG, la capacité réservée s’élève à fin juin 2012 à 250 GWh/j, ce qui correspond à 48 % de la capacité physique du pittM Dunkerque.

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Montoir Fos Dunkerque LNG

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Points d’entrée de GNL

Les souscriptions des capacités fermes aux points d’entrée de gaz gazeuxÀ l’horizon 2015/2020, les capacités sont totalement souscrites à Dunkerque et Tais-nières B, ce qui est normal compte tenu de la capacité du gazoduc d’importation du gaz norvégien et de la consommation de la zone B.les taux de souscription à obergailbach et à Midi (de tiGF vers Grtgaz) sont de l’ordre de 90 %, ce qui montre que les capacités développées sont suffisantes. les besoins de capacité au point d’interconnexion Midi avaient été évalués dans le cadre de l’open season « france – Espagne » en 2010.les capacités long terme à Taisnières H sont entièrement réservées à partir de 2013, à la suite de la consul-tation de marché réalisée en 2009. Toutefois, le taux de souscription actuel traduit vraisemblablement un besoin réel plus faible.

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Dunkerque Tainsières BTainsières H Obergailbach Midi TIGF vers GRTgaz

Points d’entrée de gaz gazeux

Les souscriptions des capacités fermes des points de sortieÀ oltingue, la capacité est totalement sous-crite.À Veurne, le taux de souscription est de l’ordre de 80 % à long terme.À l’interconnexion Midi de Grtgaz vers tiGF, la forte saisonnalité de la liaison se traduit par des taux de souscription proches de 80 % en hiver et 50 % en été.

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2020

Oltingue Veurne Midi GRTgaz vers TIGF

Points de sortie



Les souscriptions des capacités de la liaison Nord SudLa liaison Nord sud connaît un taux élevé de souscription. sa capacité limitée à 230 GWh/j en raison de contraintes physiques donne lieu à une congestion contractuelle. les règles de commercialisation des capacités, établies dans le cadre de la concertation gaz, favorisent une juste répartition entre les opérateurs.La prédominance des flux de gaz dans le sens nord sud observée en 2012 confirme le besoin d’augmen-tation des capacités entre la zone Nord et la zone Sud. le taux de souscription dans le sens sud nord est en revanche très faible à fin juin 2012.

Les souscriptions des capacités d’injections/soutirages des stockages souterrainsla commercialisation de l’ensemble des capacités de stockage est effectuée chaque année par l’opérateur de stockage Storengy. les capacités d’injection et de soutirage correspondantes sur le réseau de trans-port sont allouées automatiquement sur la base du résultat de l’allocation des capacités de stockage.les souscriptions de capacités de stockage s’élèvent à 70 % à mi 2012 contre 83 % en novembre 2011 : les acteurs de marché semblent avoir opté pour d’autres sources de modulation comme les marchés spot : les écarts de tarifs hiver/été ont baissé, concurrençant les stockages.

Le besoin d’un réseau de transport robuste et de nouvelles capacités entrée-sortie

La variabilité des configurations des flux de gaz, particulièrement marquée en 2012, souligne le besoin d’un réseau de transport robuste, conçu et dimensionné pour répondre aux attentes des expéditeurs avec des capacités d’entrée et de sortie importantes sur la zone de marché la plus étendue possible.

les investissements réalisés par GRTgaz sur la période 2007-2010 ont permis de créer en 2009 une seule zone entrée/sortie au Nord qui offre aux expéditeurs une souplesse très utilisée en 2011. le maintien de deux zones entrée/sorties, Nord et Sud, traduit l’impossibilité dans certains cas d’acheminer du gaz d’un point d’entrée d’une zone à un point de sortie d’une autre zone.La configuration actuelle des flux nord sud souligne la congestion existant sur le réseau de Grtgaz.la création d’une zone de marché unique d’ici 2018 élargira les possibilités d’arbitrage, renforcera l’attractivité du marché français et favorisera la mise en concurrence des sources d’approvisionnement, contribuant ainsi à sécuriser au meilleur coût les approvisionnements gaziers.le développement de l’axe Nord Sud, auquel participeront directement la réalisation de l’Arc de Dierrey et le doublement de l’artère du Rhône, constitue une avancée décisive vers la fusion des deux zones dont les modalités sont présentées p. 51.


Le gaz naturel continuera à jouer un rôle clé dans le bouquet énergétique de l’Union européenne

durant les prochaines décennies, notamment pour produire de l’électricité en complément des

énergies renouvelables intermittentes.

Le développement de réseaux de transport de gaz de grande capacité, flexibles et interconnectés

est stratégique pour la sécurité et la compétitivité de l’approvisionnement gazier. Des corridors

prioritaires sont définis à l’échelle de l’Europe afin de diversifier les sources et les voies

d’approvisionnement et de faciliter les échanges transfrontaliers.

Par sa position géographique, la France bénéficie des sources d’approvisionnement les plus

diversifiées d’Europe et constitue une zone d’arbitrage privilégiée. En développant les capacités,

la flexibilité et l’ouverture de son réseau de transport, elle met ses atouts au service de la politique

énergétique commune et de ses priorités.

L’évolution du marché du gaz en Europe et en France

p. 25 la consommation européenne de gaz naturel

p. 27 les approvisionnements européens de gaz naturel

p. 31 Sécuriser l’approvisionnement gazier de l’Europe

p. 34 france : l’évolution de la consommation

p. 38 france : une plate-forme stratégique pour l’Europe du gaz


L’ÉVOLUTION DU MARCHÉ DU GAZ EN EUROPE ET EN FRANCE

La consommation européenne de gaz naturelEn 2011, la consommation a été impactée par la clémence des températures. À moyen terme, les objectifs européens de sécurité énergétique et de lutte contre le changement climatique assurent au gaz naturel un rôle majeur dans la transition énergétique.

Une consommation freinée en 2011

Le gaz naturel représente environ 24 % de la consommation d’énergie primaire de l’Union européenne (Ue 27) et 23 % de la consommation finale 21. Principalement utilisé pour le chauffage et la production d’électricité, il a conquis près de 1 million de nouveaux consommateurs en 2011 pour atteindre au total près de 117 millions. Sa consommation s’est établie à 471 milliards de m3 en retrait

22 de 11 % par rapport à 201023.

Cette évolution est principalement due à des températures clémentes alors que 2010 a connu plusieurs épisodes de grands froids. De plus, la crise économique a freiné la demande d’énergie tandis que la chute du prix du carbone et la compétitivité du charbon ont favorisé ce combustible pour produire de l’électricité au détriment du gaz naturel et de la réduction des émissions de Co2.

Un rôle majeur dans la transition énergétique

L’Union européenne s’est fixé trois objectifs pour 2020 : réduire de 20 % les émissions de gaz à effet de serre par rapport à leur niveau de 1990, porter à 20 % la part des énergies renouvelables dans la consommation finale d’énergie et améliorer de 20 % l’efficacité énergétique. les deux premiers objectifs sont contraignants et déclinés pour chaque pays membre.

Au-delà de 2020, la Commission européenne vise une réduction des émissions de Co2 de plus de 80 % par rapport à 1990 tout en assurant la compétitivité et la sécurité de l’approvisionnement en énergie de l’Union. La Feuille de route pour l’énergie à l’horizon 2050 publiée en décembre 2011 examine différents scénarios pour y parvenir.

Tous s’appuient sur d’importants efforts d’économies d’énergie et sur un développement massif des énergies renouvelables (EnR). Elles représenteraient au moins 55 % de la consommation énergétique finale en 2050 contre 10 % en 2011. la part de l’électricité dans la demande énergétique finale devrait quasiment doubler pour atteindre 36 à 39 % en 2050.

Demande de gaz en 2011

En Mds m3 2010 2011(1)

Allemagne 98 85

royaume Uni 99 83

italie 83 78

Pays-Bas 55 48

france 49 42

Espagne 36 34

(1) AiE Estimation avril 2012.

21. BP Statistical Review of World Energy 2012 - pétrole 38 %, charbon 17 %.22. eurogas mars 2012, soit 5 098 tWh pcs ou 395 millions Mtep.23. - 18 % au royaume-Uni, - 13 % en Allemagne, en France et aux pays-Bas, - 6 % en italie. Eurogas mars 2012.



24. Taux de croissance économique, prix des énergies, avenir du gaz de schiste en Europe, évolutions technologiques et comportementales, politique nucléaire des États membres, étendue des efforts pour atténuer les changements climatiques…

25. infrastructures énergétiques – Priorités pour 2020 et au-delà – 17/10/2012.

tout en rappelant l’ampleur des incertitudes de nature à influer sur la demande d’énergie d’ici 2050 24, la Commission européenne souligne que : « Le gaz sera essentiel dans la transformation du système énergétique » en remplacement du charbon et du pétrole à court ou moyen terme pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre et en appui des énergies renouvelables intermittentes pour la production d’électricité 25.

Avec un bilan carbone de 2,3 tonnes de Co2 / tep contre 3,1 tonnes pour le fioul et 4 tonnes pour le charbon, le gaz naturel utilisé pour la production de chaleur et d’électricité en remplacement du fioul et du charbon, contribue directement à la réduction des émissions de Co2.Sa disponibilité et son rendement énergétique en font le meilleur complément des EnR intermittentes pour la production d’électricité. Tant que des solutions compétitives de stockage de l’électricité à grande échelle ne seront pas disponibles, les centrales à gaz sont la meilleure option pour satisfaire la demande en période de pointe et en complément des sources éoliennes et solaires avec le maximum de souplesse et d’efficacité énergétique et le minimum d’émissions.

Cela suppose toutefois que les émissions de Co2 soient suffisamment pénalisées pour assurer la com-pétitivité du gaz naturel face au charbon.

L’évolution de la demande de gaz en Europe selon les scénarios

4 500 000

5 500 000

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2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020

GW

h/a

n

ENTSOG EU-27 (2009)

ENTSOG EU-27 (2010)

Eurogas Environmental (EU-27)

Eurogas Base Case (EU-27)

IEA New Policies 2010 (EU-27)

IEA 450 Climatic 2010 (EU-27)

Primes Baseline 2009 (EU-27)

Primes Reference Case 2010 (EU-27)

Entsog, Plan décennal de développement 2011-2020



Les approvisionnements européens de gaz naturelLes importations pourraient représenter 85 % des approvisionnements gaziers de l’Europe en 2035 du fait principalement de la baisse de la production européenne. Leur sécurité et leur compétitivité sont des priorités. Pour faciliter l’accès à des ressources diversifiées et optimiser les possibilités d’arbitrage, l’Union européenne promeut le développement des infrastructures et des capacités d’échange, l’augmentation de la taille et de la liquidité des places de marché et la création d’un marché intégré d’ici 2014.

Une production 2011 en baisse 26

La production de l’Union européenne est restée la principale source de gaz naturel avec 34 % des approvisionnements en 2011. Elle a toutefois reculé d’environ 12 % en raison du déclin des champs les plus matures et de la baisse de la demande.les principales sources d’importation par gazoducs ont été la Russie avec 24 % des approvisionnements et des livraisons en hausse, la Norvège avec 19 % et l’Algérie avec 8 % et des livraisons en repli. la part du GNl est restée stable à 15 % dont 7 % en provenance du Qatar, premier fournisseur de l’Europe en GNl.

L’évolution des approvisionnements en gaz de l’Europe en 2011

En Mds m3 2011 Évolution

2010/11

production Ue 149 -20

Russie 115 +5

Norvège 95 -4

Algérie 46 -4

Qatar 43 +9

Nigeria 14 0

Autres 16 -13

Total 478 -9

BP Statistical review 2011 et 2012

26. Eurogas mars 2012.

L’approvisionnement gazier de l’Europe en 2011

ALGÉRIE 375 TWh LIBYE 26 TWh

PRODUCTION DE L’UE 1 771 TWh

NORVÈGE

1 089 TWh

RUSSIE 1 317 TWh

QATAR 263 TWh

NIGÉRIA 164 TWh

ALGÉRIE 146 TWh

AUTRES SOURCES

(ÉGYPTE, TRINITÉ ET TOBAGO)

111 TWh

Terminal méthanier

Terminal méthanier en construction

GNL

Approvisionnement par gazoducs

BP Statistical Review of World Energy 2012



L’évolution des prix du gaz sur les principales places de marché mondiales

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14

US Henry Hub UK NBP Average German Import Price cif Japan LNG cif

$/M

MBt

u

BP Statistical Review of World Energy juin 2012

L’évolution des prix du gaz des contrats de long terme et des prix spot day ahead en Europe en 2011

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mars 20

12mai

2012

BAFA TTF DA NCG DA PEG Nord NBP DA Zeebrugge DA PEG Sud

EUR/

MW

h

GRTgaz d’après BAFA et bourses électroniques

Des écarts de prix croissants entre régions et entre long et court termes

Le développement considérable du gaz de schiste aux États-Unis, devenu premier producteur mondial de gaz naturel, la consommation stagnante en Europe et la forte demande en Asie, conséquence de l’accident de fukushima en mars 2011, se traduisent par des écarts de prix très importants entre régions. Aux États-Unis, les prix spot ont atteint leur plus faible niveau depuis dix ans, moins de 3 $ / MMBtu27. trois à quatre fois plus élevés en europe, ils ont atteint 17 $ / MMBtu pour les importations de GNL au Japon au second semestre 2011.

En Europe, ces évolutions se sont traduites par des différences significatives entre les prix des contrats de long terme, largement indexés sur ceux du pétrole, et les prix spot : jusqu’à 8 €/MWh en 2011.les volumes échangés sur les places de marché ont ainsi progressé de plus de 30 % pour atteindre 532 milliards de m3, soit 3,3 fois le volume des échanges physiques qui ont représenté 162 milliards de m3, en hausse de 8 % (AiE).par ailleurs, la concurrence de l’Asie a entraîné une baisse des livraisons de GNL à partir du second semestre 2011. Elle s’est accélérée en 2012 avec une diminution de l’ordre de 30 % au premier trimestre par rapport au premier trimestre 2011.

27. Million British thermal units soit 27,81 m3, 293,1 Kwh et 0,025 tep.



L’évolution des volumes échangés sur les places de marché européennes

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Bcm

2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011

Places de marché: NBP, Zeebrugge, TTF, PSV, PEG's, Gaspool, CEGH, NCG

L’organisation cible du marché gazier européen et les codes de réseauxGRTgaz participe activement à l’élaboration des codes de réseau au sein de l’ENTSOG. Cette association européenne regroupe aujourd’hui 39 opérateurs de transport répartis sur 23 États Membres. Le but des codes de réseau européens est d’harmoniser les règles de marché pour toutes les questions transfrontalières : allocations de capacité, équilibrage, tarif, interopérabilité, transparence…

Pour assurer la cohérence entre ces différents domaines, les régulateurs européens ont défini une organisation cible pour le marché gazier européen (Gas Target Model). Présentée lors du Forum de Madrid en mars 2012, elle repose sur des places de marché efficaces et suffisamment interconnectées.

Les principaux critères d’une place efficace sont :

• la consommation annuelle de gaz de la zone liée à la place de marché d’au moins 20 Mds m3

(environ 230 TWh),

• l’accès à trois différentes sources d’approvisionnement au minimum,

• la liquidité des échanges,

• l’absence de concentration des acteurs du marché mesurée à travers deux index spécifiques (RSI & HHI),

La commercialisation des capacités d’interconnexion entre 2 zones de marché se fait de façon groupée (entrée + sortie) par enchères organisées pour différentes échéances.

Les principaux points d’échange de gaz en Europe

TTF

ZEE

PSV

NCGCEGH

Gaspool

PEG Nord

PEG Sud

PEG TIGF

MS-ATR

NBP



La consommation et la production de gaz de l’Europe à horizon 2035

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Bcm

2008 2015 2020 2025 2030 2035

Demande Production

AIE World Energy Outlook 2011

Le poids croissant des importations

La production de gaz naturel conventionnel de l’Union européenne devrait poursuivre son déclin pour s’établir à environ 140 milliards de m3 à l’horizon 2020 et passer sous la barre des 100 milliards de m3 en 2035. les importations, qui représentent plus des 2/3 des approvisionnements en 2011, pourraient dépasser 85 % en 2035 (AiE).

dans ce contexte, la sécurité et la compétitivité des approvisionnements sont des priorités de l’Union qui entend favoriser l’accès à des sources de gaz diversifiées, faciliter les arbitrages et renforcer ses marges de sécurité par :• le développement des infrastructures d’importation, de stockage et de transport ;• le renforcement des capacités d’échanges entre pays et l’intégration des marchés ;• l’adoption d’ici 2014 de codes de réseaux harmonisant les règles d’accès aux réseaux de transport et de fonctionnement des marchés, dans le cadre de l’organisation cible définie pour le marché gazier européen («Gas target Model »).



Sécuriser l’approvisionnement gazier de l’Europe

Les grands projets d’importation de gaz en Europe

ESPAGNE

ROYAUME-UNI

IRLANDE

DANEMARK

SUÈDE

FINLANDE

ESTONIE

LETTONIE

LITUANIE

POLOGNE

SLOVAQUIE

RÉPUBLIQUE TCHÈQUE

HONGRIEAUTRICHE

ALLEMAGNE

PAYS-BAS

BELGIQUE

LUX.

SLOVÉNIE ROUMANIE

BULGARIE

GRÈCE

ITALIE

PORTUGAL

GALSI

MEDGAZ

IGITAP

NABUCCO

SOUTH STREAM

NORD STREAM


Des infrastructures majeures ont été mises en service en 2011 et 2012 :• Nord Stream fin 2011 : ce gazoduc d’une capacité de 27,5 Gm3/an relie la Russie au nord de l’Allemagne par la mer Baltique. il devrait être doublé d’ici la fin 2012. Deux nouveaux ouvrages achemineront ce gaz sur le réseau allemand : oPAl, 35 Gm3/an, mis en service fin 2011, et NEl, 20 Gm3/an, attendu fin 2013 ;• Medgaz en avril 2011 : ce gazoduc offshore d’une capacité de 8 Gm3/an relie l’Algérie à l’Espagne ;• Gate LNG en septembre 2011 : ce terminal méthanier situé à Rotterdam aux Pays-Bas offre une capacité de regazéification de 12 Gm3/an ;• OLT LNG fin 2012 : ce terminal au large de livourne en italie présente une capacité de 3,8 Gm3/an.

De grands projets sont à l‘étude pour remplacer et diversifier les approvisionnements :• Nabucco acheminerait le gaz de l’Azerbaïdjan à l’Autriche par la Turquie, la Bulgarie, la Roumanie et la Hongrie. Sa capacité initiale de 8 Gm3/an, annoncée pour fin 2017, pourrait être portée à terme à 31 Gm3/an ;• South Stream créerait une nouvelle voie d’importation du gaz russe en Europe (italie, Grèce, Autriche) par la Bulgarie avec un gazoduc d’une capacité de 63 Gm3/an fin 2015 ;• GALSI, d’une capacité de 8 à 10 Gm3/an pourrait relier l’Algérie et l’italie par la Sardaigne en 2015 ;• Trans Adriatic Pipeline (TAP), d’une capacité de 10 Gm3/an, relierait la Grèce et l’italie par l’Albanie ;• Interconnector Greece Italy (iGi), d’une capacité de 10 Gm3/an, est un autre projet pour relier la Grèce et l’italie ;• d’autres projets de création ou d’extension de terminaux méthaniers sont à l’étude sur les façades maritimes ouest et sud de l’Europe, notamment en france (projet fos faster lNG d’une capacité de 8 à 16 Gm3/an à l’horizon 2019), en Belgique et en italie.



Des infrastructures gazières prioritaires pour l’Europe

les principaux objectifs de la politique énergétique européenne sont la sécurité d’approvisionnement, la compétitivité et la durabilité. Pour les atteindre, le Conseil Européen du 4 février 2011 a souligné la nécessité de se doter d’ici 2014 « d’un marché intérieur de l’énergie intégré, interconnecté et plei-nement opérationnel » afin de « bénéficier de prix plus fiables et compétitifs, ainsi que d’une énergie plus durable ». Dans ce dernier domaine, l’Europe entend réduire de 20 % ses émissions de gaz à effet de serre, porter à 20 % la part des énergies renouvelables dans sa consommation finale d’énergie et augmenter de 20 % l’efficacité énergétique d’ici 2020.

Le gaz joue un rôle essentiel dans la transition énergétiquele remplacement du charbon et du pétrole par le gaz à court ou moyen terme peut contribuer à réduire les émissions avec les technologies existantes jusqu’à 2030 ou 2035. À cet horizon, tous les scénarios prévoient que les sources d’énergie renouvelables représenteront environ 30 % de la consommation brute d’énergie finale. des ressources gazières flexibles et compétitives sont indispensables pour accom-pagner la contribution croissante des énergies renouvelables intermittentes à la production d’électricité.

Cela implique une meilleure intégration des marchés et des développements d’infrastructures importants. l’enjeu est de diversifier les sources et les voies d’approvisionnement, de permettre une circulation plus fluide du gaz entre les différents marchés, d’accroître la flexibilité du réseau.

Investir dans les infrastructures : une option sans regretLa commission européenne évalue à 200 Mds € d’ici 2020 le besoin d’investissement dans les réseaux de transport d’énergie dont 70 Mds € environ pour les infrastructures gazières 28.l’ENTSoG a précisément identifié les projets de développement du réseau européen de gaz susceptibles de se réaliser à horizon 2020. L’ensemble représente environ 90 Mds € (hors projets confidentiels).

La commission souligne que le développement d’infrastructures nouvelles et flexibles est « une option sans regret » susceptible d’accompagner plusieurs trajectoires : les sous-investissements dans le réseau de transport feraient peser un risque important sur le développement de la concurrence, la sécurité et la compétitivité d’approvisionnement en limitant les possibilités d’arbitrage et les voies d’approvisionnement.

Soutenir les projets d’intérêt communCependant, la moitié seulement des investissements pourrait être assumée par les marchés seuls en raison de problème d’acceptabilité, de financement, de couverture des risques.Pour résoudre ces difficultés, la Commission a publié le 19 octobre 2011 une proposition de règlement « concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes ». Ce texte vise à encadrer la sélection des projets d’infrastructures d’intérêt commun (PCi) et à faciliter leur réalisation.

le règlement proposé accorde la priorité à 12 corridors et domaines stratégiques en matière d’infras-tructures énergétiques. Au sein de ces corridors, les projets d’intérêt commun pourraient bénéficier de procédures administratives spécifiques (réduction des délais, allocation des coûts entre pays) et de financements de l’Union.Dans le domaine gazier, 4 corridors prioritaires ont été identifiés dont un concerne directement la france :le corridor Nord-Sud de l’Europe de l’Ouest qui vise à mieux interconnecter la péninsule ibérique et l’italie avec les marchés nord-ouest européens pour faciliter le transit du GNl débarqué au Sud vers le Nord et l’Est.

28. « Priorités en matière d’infrastructures énergétiques pour 2020 et au-delà - Schéma directeur pour un réseau énergétique européen intégré » 17/10/2011.



les grands projets de GRTgaz et notamment la réalisation de l’Arc de Dierrey, le projet Eridan de double-ment de l’artère du Rhône, le doublement de l’artère de Bourgogne, la création de nouvelles capacités d’échanges avec les pays adjacents et le projet de décentralisation de l’odorisation du gaz naturel sur le réseau de grand transport contribueront directement au développement de ces corridors transeuropéens.

Les corridors prioritaires pour le gaz, l’électricité et le pétrole

Électricité et gaz

Pétrole et gaz

Gaz

Électricité

RÉSEAU EN MERDES MERS SEPTENTRIONALES

CONNEXIONS ÉLECTRIQUES

CENTRE SUD-EST

PIMERBPÉLECTRICITÉ ET GAZ

INTERCONNEXIONS GAZIÈRESET APPROVISIONNEMENTPÉTROLIER NORD-SUD

INTERCONNEXIONS ÉLECTRIQUESDU SUD-OUEST

CORRIDOR GAZIER NORD-SUDD’EUROPE OCCIDENTALE

CORRIDOR GAZIER SUD-EUROPÉEN

Union européenne - Direction générale de l’énergie - novembre 2010

Coopération et sécuritéLe règlement européen 994/2010 sur la sécurité d’approvisionnement en gaz, entré en vigueur le 3 décembre 2010, définit les modalités d’une coordination, d’une coopération et d’une solidarité accrues entre États membres en cas de crise.

Il instaure des standards minimaux pour les infrastructures de transport à la pointe de froid et en cas de défaillance du plus gros point d’entrée.

Il prévoit le développement de flux bidirectionnels aux interconnexions transfrontalières d’ici fin 2013.

L’interopérabilité entre réseaux adjacents implique parallèlement d’harmoniser le développement et la vente des capacités, la qualité et l’odorisation du gaz, les règles d’équilibrage, la gestion des infrastructures. C’est l’objectif des codes de réseaux en préparation.



Le gaz représente 15 % de la consommation d’énergie primaire de la France et 20,5 % de sa consommation énergétique finale, soit 520 TWh (40 M tep) en 2011 29, l’année la plus chaude depuis 2007. Sur la période 2012-2021, GRTgaz anticipe une croissance moyenne annuelle de la consommation de gaz de l’ordre de 0,9 %, tirée par la production d’électricité.

France : l’évolution de la consommation

2011 : une année sans épisode de froid2011 s’est caractérisée par des températures particulièrement clémentes. la période froide de l’hiver 2011-2012 s’est en effet produite en février 2012 alors qu’elle avait eu lieu en décembre de l’exercice précédent. Cela s’est traduit par une baisse de la consommation des distributions publiques de 20 %. l’année a également été marquée par un ralentissement de l’activité industrielle au second semestre 2011 et par une baisse significative de la durée d’utilisation des centrales électriques au gaz au dernier trimestre. leur consommation a toutefois progressé de 16 % avec la mise en service de nouvelles unités.

2012-2021 : une croissance tirée par la production d’électricité

Pour anticiper l’évolution de la demande de gaz, GRTgaz applique une segmentation par typologie de clients : Résidentiel, Tertiaire, industrie, Production d’électricité centralisée et cogénération.• À l’horizon de 3 ans, Grtgaz s’appuie sur une consultation des gestionnaires de réseaux de distribu-tion et des consommateurs directement raccordés au réseau de transport. Cette consultation permet de recueillir une première estimation des consommations qui est ensuite consolidée en prenant en compte des indicateurs tels que la croissance du PiB ou le prix des énergies.• Au-delà de 3 ans, Grtgaz utilise une approche sectorielle pour évaluer des évolutions tendancielles de consommation à l’horizon de 10 ans.

29. Source : SoeS, bilan de l’énergie 2011. Consommation française primaire corrigée du climat.

TWh 2011 (1) 2012 2013 2015 2021 TCAM (2)

2012-2021

Secteur résidentiel tertiaire (3) 241 242 242 238 222 -0,9 %

Secteur industrie (3) 173 175 182 183 187 0,7 %

Production d’électricité centralisée et cogénération 63 58 60 66 105 6,7 %

Consommations propres des gestionnaires de réseaux 4,0 4,0 4,1 4,0 4,1 0,1 %

Total 481 479 487 491 517 0,9 %

(1) Consommations réalisées.(2) tcAM : taux de croissance annuel moyen.(3) Hors cogénération.

L’évolution prévisionnelle de la demande de gaz dans le périmètre de GRTgaz (hypothèses établies en juillet 2012)



30. Automobile et pneumatiques, chimie-pétrole, verre et matériaux, métallurgie, papier, agroalimentaire.

les principales hypothèses retenues pour la période 2012-2021 sont les suivantes :

• Résidentiel et tertiaire : -0,9 % par anLa mise en place de réglementations issues du paquet Énergie-climat et du Grenelle de l’environnement devrait se traduire par une baisse des consommations unitaires en partie compensée par la croissance du parc immobilier.

• Industrie : + 0,7 % par anCette hypothèse prend en compte l’évolution structurelle des principaux segments

30, les économies d’énergie, la substitution d’énergie et le développement de nouveaux usages du gaz naturel, notamment la chaleur de process et la production d’hydrogène.

• Production d’électricité : + 6,7 % par anPour les centrales à cycle combiné gaz, l’hypothèse de consommation sur la période 2012-2017 repose sur les projets connus de GRTgaz et leur probabilité d’aboutissement.

Les consommations sont fondées sur 4000 h de fonctionnement par an. Mais depuis la fin 2011, les centrales fonctionnent moins fréquemment en raison des prix de marché du gaz, de l’électricité et du Co2. l’hypothèse retenue est une durée de fonctionnement de l’ordre de 2600 h par an pour la période 2012-2016. fin 2016, la limitation des durées de fonctionnement des groupes de production centralisée fuel et charbon et le développement des EnR pourraient conduire à une plus grande sollicitation des moyens de production d’électricité à partir du gaz. Du fait du déclassement progressif des groupes fuel et charbon, Grtgaz anticipe également l’installation d’une nouvelle tranche de 500 MWe par an de 2018 à 2021.En 2021, la consommation des centrales à gaz dépasserait ainsi 72 TWh contre un peu moins de 30 TWh en 2011.

Pour les cogénérations, les incertitudes sont élevées car la plupart des contrats d’obligation d’achat d’électricité arrivent à échéance entre 2008 et 2013. l’hypothèse retenue est que 1/3 de la puissance installée en 2008 sera valorisée sur le marché de l’électricité, 1/3 rénovée et maintenue sous contrat et 1/3 fermées.la baisse de la puissance installée serait ainsi la plus forte en 2012 : de l’ordre de 10 à 12 %. En 2021, la consommation des cogénérations représenterait 28 TWh contre 34 TWh en 2011.

Biométhane : de l’énergie verte sur le réseauProduit par la décomposition de matières organiques, le biogaz, une fois épuré, présente la même composition que le gaz naturel.L’arrêté du 23 novembre 2011 autorise son injection dans le réseau de transport. Les premières injections de biométhane sur le réseau de GRTgaz sont prévues en 2014. À l’horizon 2020, le potentiel est estimé entre 3 et 9 TWh.

Comparaison des hypothèses de consommation établies en 2011 et 2012

Total des consommations - Périmètre GRTgaz

Secteurs résidentiel et tertiaire

Secteur industrie

Production d'électricité centralisée et cogénération

500

400

300

200

100

2000 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021

600

0

TWh

Hypothèses GRTgaz 2011 Réalisé 2000 à 2011Hypothèses GRTgaz 2012



GRTgaz 2012

Les centrales de production d’électricité au gaz naturel

Centrales en serviceau 1er janvier 2012

Centrales en essai ou en projet

Hornaing(430 MWe)

Bouchain(510 MWe)

Bayet (410 MWe)

Pont-sur-Sambre(412 MWe)

Saint-Avold(860 MWe)

Hambach(880 MWe)

Landivisiau(422 MWe) Toul

(413 MWe)

Blénod(430 MWe)

Dunkerque(790 MWe)

Combigolfe - Fos-sur-Mer (425 MWe)

Cycofos - Fos-sur-Mer (480 MWe)

Montoir (435 MWe)

Martigues 2(465 MWe)

Martigues 1(465 MWe)

Montereau(370 MWe)

Genevilliers(210 MWe)

Production d’électricité et flexibilitéLa flexibilité intra-journalière est un enjeu important pour GRTgaz qui est le gestionnaire d’équilibre et qui assure la modulation des clients.

Entre 2009 et 2012, le parc de centrales à cycle combiné gaz (CCCG) et de turbine à combustion gaz (TAC) est passé de 1 à 5,3 GW installés, ce qui a fortement accru le besoin de modulation intra-journalière.

Cette tendance devrait se poursuivre. GRTgaz anticipe un parc de CCCG et TAC gaz de l’ordre de 10 GW en 2021. Parallèlement, les capacités d’énergie éolienne et photovoltaïque installées auront significativement progressé. La modulation devra donc s’accroître pour compenser l’intermittence de la production d’électricité d’origine renouvelable.

L’étude réalisée fin 2011 par GRTgaz sur l’adéquation offre-demande 2012-2020 de flexibilité intra-journalière montre une excellente capacité des infrastructures gazières à répondre à la demande des sites fortement modulés. Grâce notamment au doublement de l’artère du Rhône et à l’Arc de Dierrey, le réseau pourra répondre aux besoins de flexibilité d’au moins 22 centrales. L’étude sur les besoins de modulation intra-journalière sera mise à jour fin 2012.



La demande de gaz lors des pointes de froid exceptionnelles

les opérateurs de réseaux de transport de gaz sont tenus d’assurer la continuité de l’acheminement lors d’un hiver froid ou de températures très basses durant trois jours tels que cela se produit statistiquement une fois tous les cinquante ans 31. GRTgaz doit dimensionner son réseau pour que ses capacités d’ache-minement et de sortie soient disponibles et suffisantes pour satisfaire à ces obligations.

la consommation journalière appelée lors de ces pointes de froid, la « pointe au risque 2 % » ou P2, est évaluée pour l’année écoulée en extrapolant les consommations hivernales à la température extrême selon une méthode dite « de l’analyse de l’hiver ».Son évolution à 3 ans est établie à partir de la consultation des gestionnaires de réseaux de distribution et des consommateurs directement raccordés au réseau de transport.Son évolution à plus de 3 ans est supposée suivre l’évolution des consommations en volume annuel.

31. Décret n° 2004-251 du 19 mars 2004 définissant les obligations de service public dans le secteur du gaz.

Hypothèse sur l’évolution de la demande de gaz à la pointe sur le réseau de GRTgaz établies en juillet 2012

Hypothèses juillet 2012 TCAM 2009/10 2018/19

2011/12 2012/13 2013/14 2015/16 2020/21

Total

Année gazière(1) (TWh) 0,8 % 479 486 488 494 517

P2(2) totale (GWh/j) 0,2 % 4 098 4 182 4 199 4 151 4 166

P2 ferme (GWh/j) 0,2 % 4 036 4 120 4 137 4 089 4 104

Distributions publiques

Année gazière (TWh) -0,7 % 302 302 301 297 283

P2 totale (GWh/j) -0,6 % 3 122 3 137 3 140 3 091 2 954

P2 ferme (GWh/j) -0,6 % 3 122 3 137 3 140 3 091 2 954

Clients directs

Année gazière (TWh) 3,1 % 176 182 184 196 231

P2 totale (GWh/j) 2,4 % 976 1 045 1 059 1 060 1 212

P2 ferme (GWh/j) 2,6 % 914 983 997 998 1 150

Consommationspropres de GRTgaz

Année gazière (TWh) 0,0 % 2 2 2 2 2

P2 totale (GWh/j) - 17 17 17 17 17

P2 ferme (GWh/j) - 17 17 17 17 17

(1) Du 1er novembre au 31 octobre de l’année suivante.(2) Demande de gaz à la pointe de froid au risque 2 %.

Comparaison des hypothèses de consommation à la pointe en 2011 et 2012

4 500

3 500

3 000

2 500

2 000

1 500

1 000

500 2005/2006

2006/2007

2007/2008

2008/2009

2009/2010

2010/2011

2011/2012

2012/2013

2013/2014

2014/2015

2015/2016

2016/2017

2017/2018

2018/2019

2019/2020

2020/2021

4 000

Poin

te P

2 en

GW

h/j

Total - Périmètre GRTgaz

Distributions publiques

Clients directs

GRTgaz 2011GRTgaz 2012



À la jonction entre le nord et le sud de l’Europe et les portes d’entrée naturelles du GNL provenant du bassin atlantique, d’Afrique ou des pays du Golfe, la France occupe une position clé pour la sécurité d’approvisionnement des pays de l’Union et offre des possibilités d’arbitrage sur l’axe Ouest Est comme sur l’axe Nord Sud.

France : une plate-forme stratégique pour l’Europe du gaz

Un marché national important

Avec des consommations résidentielles et industrielles de l’ordre de 45 Gm3 de gaz naturel en année climatique normale, la france représente près de 10 % de la consommation européenne. Du fait de l’importance de la production nucléaire, le gaz naturel est moins utilisé que dans d’autres pays pour produire de l’électricité, mais cela pourrait évoluer.

la france souhaite s’engager dans la transition énergétique en réduisant de 75 % à 50 % la part du nucléaire dans la production d’électricité à l’horizon 2025, en développant les énergies renouvelables et maîtrisant la consommation. Le débat national sur la transition énergétique s’ouvrira à l’automne et devrait déboucher sur un projet de loi de programmation au premier semestre 2013.

Une vocation de transit à fort potentiel

Dépendant à 98 % des importations pour son approvisionnement gazier, la france a développé une politique volontariste de diversification de ses sources (europe, russie, Maghreb, mer du Nord, Moyen orient) et de ses voies d’approvisionnement.

Son réseau de transport, le 1er d’Europe par la longueur, est connecté par gazoducs à la Norvège, la Belgique, le luxembourg, l’Allemagne, l’italie par la Suisse et l’Espagne par TiGf. Avec des terminaux méthaniers sur les rivages de l’Atlantique, de la Méditerranée et de la Manche prochainement, la France reçoit du GNl du monde entier. Sa capacité de regazéification est la 3e d’Europe avec 24 Gm3/an.Elle dispose aussi de la 3e capacité de stockage d’Europe, plus de 12 Gm3 de volume utile, ce qui permet aux opérateurs d’effectuer des arbitrages à court terme et de satisfaire les besoins de modulation de leurs clients.

les importants projets de développement des capacités d’interconnexion envisagés sur la durée de ce plan renforceront encore le rôle stratégique de la france au service d’un approvisionnement gazier européen sûr et compétitif.

La France reçoit directement du gaz en provenance de 13 pays.



Les capacités de stockage et de regazéification dans l’Union européenne

Zone Nord

Zone Sud

TIGF

ESPAGNE

ROYAUME-UNI

IRLANDE

DANEMARK

SUÈDE

ESTONIE

LETTONIE

LITUANIE

POLOGNE

SLOVAQUIE

RÉPUBLIQUE TCHÈQUE

HONGRIEAUTRICHE

ALLEMAGNE

PAYS-BAS

BELGIQUE

LUX.

SLOVÉNIE ROUMANIE

BULGARIE

GRÈCE TURQUIE

ITALIE

PORTUGAL

11

11

8

4

51

12

24

60

5

5

3

67

3

2

3

2

3

3

5

12

20

9

Terminal méthanier


Capacité annuelle de regazéificationen Gm3/pays

Capacité totale de stockage en Gm3/pays

Les approvisionnements de la France

0

100

200

300

400

500

600

2009 2010 2011

TWh/

an

Autres

Nigeria

Trinité et Tobago

Egypte

Swap

Qatar

Algérie

Russie

Pays-Bas

Norvège

SOeS: bilan de l’énergie 2011

GIE 2012

Les projets décidés et envisagés dans le plan de développement 2012-2021 de GRTgaz contribuent

à la fluidité des échanges gaziers à l’échelle de l’Union, à la diversification des approvisionnements

et à l’intégration des marchés.

Les principaux axes sont les suivants :

• adapter le cœur de réseau aux flux issus des terminaux méthaniers et contribuer ainsi au

renforcement du corridor Nord-Sud de l’Europe de l’Ouest jugé prioritaire par la Commission

européenne ;

• développer les échanges dans les deux sens avec les réseaux adjacents et dans cet objectif,

décentraliser l’odorisation du gaz naturel pour permettre son acheminement vers les réseaux

belge et allemand ;

• créer une zone de marché unique en phase avec le modèle de marché gazier européen défini

par l’agence des régulateurs.

Le développementdu réseau de transport de GRTgaz

p. 41 Développer le réseau de transport

p. 42 les développements en zone Nord

p. 46 les développements en zone Sud

p. 49 Décentraliser l’odorisation du gaz naturel

p. 51 fusionner les zones de marché Nord et Sud

p. 54 Raccorder la Corse au gaz naturel



LE DéVELOPPEMENT DU RéSEAU DE TRANSPORT DE GRTgaz

Développer le réseau de transport

l’analyse de la demande et de son évolution permet à GRTgaz d’identifier les ouvrages nécessaires pour répondre :• au développement de nouvelles capacités d’interconnexion, de réception de GNL ou de stockage ;• aux évolutions souhaitées dans l’organisation du marché français avec la création à terme d’une seule zone d’équilibrage ;• à l’évolution des consommations, notamment celles liées aux centrales à cycle combiné gaz 32 qui requièrent une flexibilité intra-journalière importante.

Dans un modèle entrée-sortie classique, la création de nouvelles capacités d’entrée ou de sortie dans une zone de marché implique :• la réalisation d’ouvrages de connexion à l’infrastructure adjacente ;• le renforcement du cœur de réseau pour pouvoir acheminer les nouveaux flux de tout point d’entrée vers tout point de sortie de la zone.

Renforcer un ouvrage du cœur de réseau permet donc le plus souvent de satisfaire les besoins de plusieurs projets d’augmentation de capacités. la décision de renforcement dépend alors du premier projet qui la déclenchera. Dans certains cas, le renforcement du cœur de réseau peut être réalisé progressivement comme l’illustrent les développements envisagés sur l’axe sud nord.

Pour programmer ses investissements de cœur de réseau, GRTgaz s’appuie sur les informations des pro-moteurs des projets liés aux infrastructures adjacentes. Un changement de leur calendrier peut conduire GRTgaz à adapter son programme en conséquence.

Entre le lancement des études de faisabilité et la mise en service des infrastructures, quatre à six ans sont nécessaires pour mener à bien les grands projets de transport gazier.

Les délais de réalisation des grands projets de transport

Année

Compression

Canalisationsans débat public

Canalisationavec débat public

N N+1 N+2 N+3 N+4 N+5 N+6...

Études techniques

Concertations et démarches administratives et publiques préalables aux autorisations

Travaux

32. Une centrale à cycle combiné gaz consomme environ 20 GWh/j (20 millions de KWh), l’équivalent de la consommation hivernale d’une ville de 200 000 habitants.



Connectée aux grands marchés nord-européens, la zone Nord est une zone active et attractive. 376 TWh y ont été échangés en 2011. Les principaux projets de GRTgaz sont :• le raccordement au futur terminal méthanier de Dunkerque et le renforcement du cœur de réseau en doublant l’artère des Hauts de France et en créant l’Arc de Dierrey (2015) ;• l’augmentation des capacités d’entrée au terminal de Montoir-de-Bretagne et l’adaptation du réseau en conséquence (2018-2021) ;• le développement de capacités d’entrée depuis la Belgique (2013) et la Suisse (2018) et de capacités de sortie vers la Belgique (2015), la Suisse (2016), le Luxembourg et l’Allemagne (2018).

Une saturation apparaît en zone Nord sur l’axe ouest est dès qu’une augmentation significative des capacités d’entrée ou de sortie est envisagée (voir p. 64). la réalisation de l’Arc de Dierrey, entre les stations de cuvilly (oise) et de voisines (Yonne) par dierrey (Aube), est la première étape du nécessaire renforcement du cœur de réseau. Elle permettra d’accompagner la mise en service du terminal méthanier de Dunkerque et les développements de capacités envisagés. C’est un préalable nécessaire à la fusion des zones Nord et Sud.

le développement de nouvelles capacités de regazéification sur la façade atlantique pourrait également conduire au doublement complet de l’artère de Beauce et du Maine, de Nozay (Loire Atlantique) à saint-Arnoult-des-Bois (Eure-et-loir), au doublement de l’artère du Nord-Est entre les stations de laneuvelotte (Meurthe-et-Moselle) et de Morelmaison (vosges) et à la création d’une canalisation reliant chémery (loir-et-Cher) à Dierrey.

Les développements en zone Nord

Les développements en zone Nord

Projets décidés


Cuvilly

Dunkerque

Fos

Montpellier

Chazelles


Taisnières

Dierrey

Voisines

Étrez

Saint-Avit

Morelmaison

Laneuvelotte

Montoir-de-Bretagne

Cherré

Chémery

Obergailbach

Oltingue


Hau

ts de

France II

Artère

du Maine

de FlandresArtè

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Artère

de Bea

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Artèr

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Les développements liés aux terminaux méthaniers

Raccorder le nouveau terminal de Dunkerque (2015)les actionnaires de la société Dunkerque lNG ont décidé en juin 2011 de réaliser ce projet. le terminal d’une capacité de 13 Gm3/an alimentera en gaz naturel le marché français à partir de la fin 2015. Son raccordement au réseau de GRTgaz conduit à réaliser les ouvrages suivants à l’horizon 2015 :• une artère de liaison de 900 mm de diamètre sur 17 km entre le terminal et la station de compression de Pitgam (Nord) ; cette canalisation acheminera du gaz non odorisé ;• le doublement de l’artère des Hauts de France entre Nédon (pas-de-calais) et cuvilly par une canalisation de 1 200 mm de diamètre sur 123 km et l’adaptation des stations d’interconnexion en conséquence ;• la création de l’Arc de dierrey, une nouvelle canalisation de 1 200 mm de diamètre sur environ 300 km, et l’adaptation des stations d’interconnexion de Cuvilly, Dierrey et Voisines.la décision relative à ce raccordement a été prise le 30 décembre 2011. l’investissement approuvé par la cre s’élève à 1 185 M€.les développements du cœur de réseau lié à ce projet (Arc de Dierrey), et l’augmentation des capacités d’entrée de taisnières H bénéficient d’une subvention de l’Union européenne d’un montant de 108 M€.

Accompagner le développement du terminal de Montoir (2018 et 2021)L’opérateur du terminal méthanier de Montoir-de-Bretagne envisage de porter sa capacité annuelle de 10 à 12,5 Gm3 en 2018, puis à 16,5 Gm3 en 2021. Une consultation du marché, phase non engageante, est en cours pour ces extensions.• pour permettre l’émission de 2,5 Gm3 supplémentaires sur le réseau en 2018, la station de compression d’Auvers-le-Hamon (sarthe) devra être renforcée de 10 MW et l’artère de Beauce doublée entre cherré et Saint-Arnoult.• pour accueillir 16,5 Gm3 en 2021, date à laquelle l’Arc de Dierrey sera réalisé, il faudra doubler l’artère du Maine en diamètre de 1 050 mm entre Nozay (Loire-Atlantique) et cherré (sarthe), installer une canalisation entre Chémery et Dierrey et renforcer la compression à Dierrey.

Le développement des interconnexions avec les réseaux adjacents

Belgique

Augmenter les capacités d’entrée à Taisnières H (2013)fluxys et GRTgaz ont lancé en 2007 une consultation coordonnée pour évaluer les besoins de dévelop-pement des capacités de transport de la Belgique vers la france. la phase engageante a mis en évidence une demande supplémentaire de 50 GWh/j, portant la capacité d’entrée à 640 GWh/j en 2013. Cette augmentation nécessite :• la modification de la station d’interconnexion de taisnières et de la station de compression de cuvilly ;• le doublement partiel de l’artère des Hauts de France sur environ 50 km.

la décision finale a été prise par GRTgaz en 2010 pour l’artère des Hauts de france ii et Cuvilly. l’inves-tissement approuvé par la cre s’élève au total à 191 M€.

Créer des capacités de sortie près de Veurne (2015)En Belgique, le gaz n’est pas odorisé sur le réseau de transport principal et le transport belge ne veut pas transiter de gaz préalablement odorisé. GRTgaz ne commercialise donc pas de capacité ferme de sortie vers ce pays. Seules des capacités rebours interruptibles sont proposées à Taisnières.

le nouveau terminal méthanier de Dunkerque permettra de disposer d’importantes quantités de gaz non odorisé à proximité de la frontière belge. il sera possible de commercialiser des capacités fermes de la france vers la Belgique en créant un nouveau point d’interconnexion dédié au gaz non odorisé près de Veurne. Ce développement renforcera l’intégration des marchés français, belges et nord-européens.



GRTgaz et fluxys ont donc lancé en mai 2010 une consultation coordonnée afin d’évaluer les besoins. les résultats de la phase non engageante ont conduit GRTgaz et fluxys à proposer pour la phase engageante :• à veurne, des capacités de sortie du réseau de Grtgaz et d’entrée sur le réseau de Fluxys allouées de façon coordonnée et commercialisées respectivement par GRTgaz et fluxys ;• au terminal de dunkerque, des capacités d’entrée sur le réseau de Fluxys commercialisées par Fluxys qui a contractualisé à cet effet une prestation de transport auprès de GRTgaz.la consultation s’est achevée en mars 2012 par l’allocation de 219 GWh/j de capacités fermes vers la Belgique.

Du côté français, la réalisation de cette nouvelle interconnexion nécessite :• la modification de l’interconnexion de pitgam (Nord) ;• la création d’une nouvelle canalisation d’environ 25 km, l’artère des Flandres, pour transporter le gaz non odorisé entre la station de Pitgam et le point d’interconnexion de Veurne.L’investissement approuvé par la cre s’élève à 86 M€.

Luxembourg

Accroître les capacités de sortie (2018)l’évolution attendue de la consommation luxembourgeoise devrait progressivement saturer les réseaux de transport qui alimentent le pays depuis la Belgique et l’Allemagne. l’opérateur luxembourgeois CREoS a donc demandé à Grtgaz d’accroître les capacités d’interconnexion depuis la France, actuellement limitées à 0,3 GWh/j.

fin 2010, les deux opérateurs ont lancé conjointement une consultation non engageante qui a confirmé le besoin de capacités fermes. le lancement d’une phase engageante est envisagé au second semestre 2012. Dans l’attente de ses résultats, GRTgaz retient l’hypothèse d’une augmentation des capacités de sortie vers le luxembourg de 40 GWh/j à l’horizon 2018. Ce renforcement impliquerait la construction d’une nouvelle canalisation entre l’artère de lorraine et le luxembourg. Sur la base des résultats des études préliminaires réalisées à la date de rédaction de ce document, le montant estimé de l’investisse-ment s’élève à 72 M€.

Suisse / Italie

Créer des capacités d’entrée à Oltingue (2016-2018)fluxSwiss a consulté le marché en 2010 pour évaluer la demande de capacités de transit de l’italie vers la France ce qui s’est conclu par des réservations. de son côté, le transporteur italien sNAM rete GAs a décidé d’investir dans son réseau afin de pouvoir exporter plus de 400 GWh/j vers la Suisse pour ali-menter la france et l’Allemagne.

Une consultation conjointe de Grtgaz33 et fluxSwiss est en cours jusqu’au 21 septembre 2012 pour commercialiser 100 GWh/j de capacités interruptibles (2016) ou quasi-fermes 34 (2018).l’Arc de Dierrey étant réalisé, le développement de capacités quasi-fermes nécessiterait le renforcement de l’artère du Nord-est en doublant la canalisation entre Morelmaison et voisines sur environ 85 km.Sur la base des résultats des études préliminaires réalisées à la date de rédaction de ce document, le montant estimé de l’investissement s’élève à 11 M€ pour développer les capacités interruptibles et à 260 M€ pour développer les capacités quasi-fermes.

Accroître les capacités de sortie à Oltingue (2019)oltingue est le principal point de sortie du réseau vers la Suisse et l’italie. Ses capacités sont utilisées en quasi-totalité pour approvisionner l’italie en gaz venant notamment des Pays-Bas et de Norvège. Plusieurs expéditeurs ont manifesté leur intérêt pour des capacités de sortie supplémentaires. GRTgaz a engagé des discussions avec fluxSwiss pour donner suite à leur demande et lancer une consultation du marché si fluxswiss répondait favorablement à ce projet.

33. l’Information Memorandum est disponible sur le site de GRTgaz.34. Sous réserve d’une pression de livraison du gaz en sortie du réseau suisse suffisante.



Des études préliminaires ont été réalisées pour une augmentation de capacité pouvant aller jusqu’à 100 GWh/j en fonction de l’intérêt du marché à l’horizon 2019. l’Arc de Dierrey étant réalisé, il faudrait construire une nouvelle station de compression à champey (Haute-saône) et modifier la station de Morelmaison.Au stade des études préliminaires réalisées à la date de rédaction de ce document, le coût de ces dévelop-pements est estimé à 100 M€.

Allemagne

Créer des capacités de sortie à Obergailbach (2018)la Commission européenne estime prioritaire le développement du corridor Nord-Sud en Europe de l’ouest pour mieux interconnecter l’italie et la péninsule ibérique au marché de l’Europe du Nord ouest. le développement des capacités d’échange avec l’Espagne et le renforcement sud nord du cœur de réseau de Grtgaz entre Fos-sur-Mer et Laneuvelotte s’inscrivent dans ce cadre. ils permettront en parti-culier la remontée du GNl depuis les façades maritimes françaises et espagnoles vers le marché allemand qui bénéficierait ainsi d’une nouvelle source d’approvisionnement.

GRTgaz étudie donc la possibilité de créer à obergailbach des capacités fermes de sortie vers l’Allemagne. Des discussions sont engagées avec open Grid Europe et GRTgaz Deutschland, les deux opérateurs de transport allemands opérant à ce point d’interconnexion.Développer une capacité de sortie de 100 GWh/j à l’horizon 2018, impliquerait, en complément de l’Arc de Dierrey :• le doublement partiel de la canalisation de l’Artère du Nord-est, si le doublement entre Morelmaison et Voisines n’était pas réalisé ;• la création d’une station de compression à cheppy (Meuse) ;• le renforcement de la compression à voisines et à evry (essonne).Selon les études préliminaires menées à ce stade, le coût de la création de la station de compression de cheppy et le renforcement des compressions à voisines et evry s’élève à 120 M€. Atteindre 150 GWh/j, puis 180 GWh/j nécessiterait de renforcer à nouveau la compression à Voisines puis à Dierrey. Au-delà (250 GWh/j), l’achèvement du doublement des artères de Beauce et du Nord-Est serait nécessaire.

Ces projets sont toutefois conditionnés par l’évolution des pratiques d’odorisation sur le réseau principal de GRTgaz, les transporteurs allemands n’acceptant pas de gaz préalablement odorisé. GRTgaz analyse donc différents scénarios pour adapter son réseau à une odorisation décentralisée ce qui permettrait la circulation transfrontalière de gaz non odorisé (voir p. 49).

Les développements liés aux stockagesConformément à la délibération de la CRE le 15 décembre 2011, GRTgaz a consulté Storengy sur ses besoins de développement de capacité de stockage. Storengy a confirmé la position exprimée en 2011 et n’indique aucun développement significatif en zone Nord.



Très bien placée pour accueillir le GNL d’Afrique du Nord et du Moyen Orient, la zone Sud doit être en mesure d’acheminer ce gaz vers les marchés nord-européens.Les principaux projets sont :• le développement des capacités d’échange avec TIGF et l’Espagne avec la création d’une nouvelle station de compression à Chazelles (2013) ;• le renforcement du cœur de réseau sur un axe sud nord en doublant l’artère du Rhône (projet Eridan 2016), la canalisation de l’Arc lyonnais et l’artère de Bourgogne ;• l’augmentation des capacités d’entrée aux terminaux méthaniers de Fos (2019-2021) et des capacités d’échange avec les stockages (2018).

Les développements en zone Sud

Les développements en zone Sud

Cuvilly

Dunkerque

FosMontpellier

Chazelles


Taisnières

Dierrey

Voisines

Étrez

Saint-Avit

Morelmaison

Laneuvelotte

Montoir-de-Bretagne

Cherré

Chémery

Obergailbach

Oltingue

Projets décidés



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Plusieurs avancées ont amélioré l’accès à la zone Sud depuis 2010 :• le terminal de Fos cavaou est en service à pleine capacité depuis novembre 2010 ;• les règles de commercialisation des capacités ont été améliorées en concertation avec les parties intéressées. La commercialisation est désormais organisée en plusieurs tours successifs d’allocation au prorata des demandes ce qui donne aux expéditeurs une meilleure visibilité pour formuler leurs besoins. Un mécanisme d’allocation garantie permet aux expéditeurs ayant des besoins modestes d’accéder aux capacités dont ils ont besoin ;• Grtgaz et la bourse powernext ont lancé en juillet 2011 un couplage expérimental de marché entre les points d’échange gaz (PEG) Nord et Sud. Ce service innovant permet d’optimiser l’utilisation de la capacité de la liaison entre les deux zones et facilite l’accès à la zone Sud (voir p. 52).

Au-delà de l’approvisionnement de la zone, les grands projets en zone Sud s’inscrivent dans le cadre plus large de la diversification des sources d’approvisionnement et de l’accompagnement de la transition énergétique de l’Europe (substitution du gaz naturel au fioul et au charbon, production d’électricité en complément des EnR). C’est l’objectif du développement du corridor Nord-Sud de l’Europe de l’ouest qui doit permettre notamment la remontée du GNl débarqué en france et en Espagne.



Le développement des interconnexions avec les réseaux adjacents

TIGF et l’Espagne

Accroître les capacités d’échanges (2013 et 2015)Le renforcement des capacités d’échanges entre la France et l’espagne est une priorité de l’Union européenne et de l’initiative gazière régionale Sud. les expéditeurs et transporteurs, dont Enagas, GRTgaz, Naturgas Energia Transporte et TiGf, ont activement participé aux discussions animées par les régulateurs espagnol, français et portugais.les consultations de marché conduites en 2009 et 2010 ont confirmé le besoin de nouvelles capacités d’interconnexion entre l’Espagne et la france dans les deux sens. Elles passeront de l’Espagne vers la france de 110 GWh/j à 165 GWh/j et de la france vers l’Espagne de 100 à 165 GWh/j à Port de larrau (2013). À Biriatou (2015) les capacités passeront de l’Espagne vers la france de 5 GWh/j à 60 GWh/j.

La création d’une nouvelle station de compression à chazelles (2013) s’inscrit dans ce cadre. Équipée de trois électro-compresseurs de 12,5 MW, elle permettra d’accroître les échanges avec tiGF et de porter l’artère de Guyenne à pleine capacité. Sa construction a débuté en 2011.L’investissement approuvé par la cre s’élève à 99 M€. il bénéficie du soutien financier de l’Union européenne à hauteur de 48 M€.

Créer une interconnexion à l’est des Pyrénées (2020)Une nouvelle interconnexion à l’est des pyrénées, le projet Midcat, est envisagée à l’horizon 2020. elle améliorerait l’intégration de la péninsule ibérique dans les marchés du nord de l’Europe.Au-delà des renforcements de l’axe Sud Nord décrits ci-dessous, les renforcements du cœur de réseau suivants pour-raient être nécessaires :• d’augmenter la puissance de compression et d’adapter l’interconnexion de saint-Martin de crau (Bouches-du-rhône) ;• de créer une compression à Montpellier (Hérault) et de renforcer les stations situées entre saint-Martin de crau et Voisines.

Le renforcement du corridor Nord-Sud

Doubler l’artère du Rhône : le projet Eridan (2016)le projet Eridan doublera l’artère du Rhône par une canalisation de 220 km de 1 200 mm de diamètre entre les stations d’interconnexion de saint-Martin-de-crau et de saint-Avit (drôme), à proximité du stockage souterrain de Tersanne, qui seront adaptées en conséquence.

• cet ouvrage augmentera les capacités de transport sur l’axe sud nord dans sa partie la plus méridionale pour faci-liter la remontée du GNl débarqué dans le Sud de la france et accompagner la croissance attendue des échanges avec l’Espagne.• il facilitera le renforcement des capacités d’interconnexion avec les terminaux méthaniers de Fos-sur-Mer et avec les stockages du Sud-Est.• il contribuera à la flexibilité d’approvisionnement des centrales à cycle combiné gaz de Fos et de Martigues.• il constitue un préalable indispensable à la fusion des zones d’équilibrage Nord et sud.

L’investissement approuvé par la cre en avril 2011 s’élève à 484 M€. il bénéficie d’une subvention de l’Union euro-péenne de 74 M€ pour contribuer à la réalisation du corridor Nord-sud en europe de l’ouest. La mise en service d’Eridan est prévue en 2016.

Les développements ultérieursle renforcement de l’axe sud nord pourrait être complété par le doublement de la canalisation de l’Arc lyonnais entre Saint-Avit et Etrez et par celui de l’artère de Bourgogne entre Etrez et Voisines.ces projets répondraient aux augmentations de capacité de réception de GNL envisagées à Fos-sur-Mer et au déve-loppement des stockages d’Hauterives, d’etrez et de Manosque.ils permettraient aussi d’accroître les capacités d’échange avec tiGF en cohérence avec le projet d’interconnexion Midcat à l’est des pyrénées.



Les développements liés aux terminaux méthaniers

Accompagner le développement du terminal de Fos TonkinElengy a lancé une consultation de marché en 2011 afin de valider l’intérêt de rénover et développer le terminal de Fos tonkin à l’horizon 2020 pour accroître sa capacité de 3 à 5,5 Gm3 par an. GRTgaz a réalisé parallèlement les études techniques et économiques afin d’évaluer l’impact de ce développement sur le réseau.la consultation a validé la prolongation des capacités existantes jusqu’en 2019, date à laquelle une augmentation de sa capacité d’émission de 80 GWh/j est envisagée. Cela ne nécessitera pas d’investis-sement sur le réseau principal au-delà des renforcements décidés (Eridan) et planifiés (canalisation de l’Arc lyonnais prévue pour 2019 dans le cadre du projet fos faster).

Raccorder un nouveau terminal méthanier à Fos-sur-MerFos Faster LNG terminal sAs projette la construction d’un terminal méthanier à Fos-sur-Mer d’une capacité de regazéification de 8 à 16 Gm3 par an dont la mise en service pourrait intervenir en 2019. À la suite du débat public organisé en 2010 et de la consultation de marché non engageante conduite en 2011, fos faster lNG poursuit les études en vue des demandes d’autorisation.

GRTgaz et fos faster lNG mettent en place progressivement la contractualisation nécessaire au bon déroulement du projet. le raccordement de ce terminal pour une capacité de 8 Gm3 par an pourrait nécessiter :• une canalisation entre le terminal et l’artère de crau ;• le doublement de l’artère de l’Arc Lyonnais entre saint-Avit (drôme) et etrez (Ain) en complément du doublement de l’artère du Rhône supposé réalisé en 2018 ;• le doublement de l’artère de Beauce entre saint-Arnoult-des-Bois (eure-et-Loir) et cherré (sarthe) ;• le renforcement de certaines stations de compression de la vallée du rhône, notamment st Avit et etrez.

Accompagner le développement du terminal de Fos Cavaoufosmax lNG envisage l’extension du terminal de fos Cavaou jusqu’à 16,5 Gm3 à l’horizon 2021. Dans la mesure où les renforcements envisagés d’ici 2020 seraient réalisés, le développement des capacités du terminal de fos Cavaou pourrait nécessiter :• l’adaptation de l’interconnexion de saint-Martin-de-crau ;• le renforcement des compressions sur un axe saint-Martin-de-crau – voisines.

Les développements liés aux stockages

Raccorder le nouveau stockage de Hauterives (2012-2013)Storengy construit un nouveau stockage à Hauterives (Drôme). il sera raccordé au réseau de transport au niveau de la station de Saint-Avit.

Accompagner le développement des stockages de Manosque (2016 et 2018) et d’Etrez (2017 et 2018)Géométhane va rénover le stockage de Manosque et envisage d’accroître sa capacité d’injection d’environ 125 % en 2016 et sa capacité de soutirage d’environ 80 % en 2018.Dans le même temps, Storengy pourrait, selon les scénarios, arrêter ou poursuivre le développement de son stockage d’Etrez jusqu’à 35 % à l’injection et de15 % au soutirage.En complément des renforcements du cœur de réseau identifiés précédemment, le développement des capacités de soutirage de ces deux stockages pourrait nécessiter :• l’adaptation des stations d’interconnexion de saint-Martin-de-crau, saint-Avit et etrez ;• le renforcement de la compression de saint-Martin-de-crau.



Dans la grande majorité des pays européens, le gaz est odorisé juste en amont des réseaux de distribution publique. Les opérateurs de transport belge et allemands n’acceptant pas de gaz préalablement odorisé, GRTgaz ne peut leur livrer de gaz transitant sur son réseau. Pour faciliter la libre circulation du gaz en Europe, GRTgaz propose de passer progressivement à un « grand transport » non-odorisé, c’est-à-dire à une odorisation décentralisée.

Décentraliser l’odorisation du gaz naturel

le gaz naturel est inodore. Afin d’identifier les fuites sur le réseau de distribution et les installations intérieures, la distribution de gaz odorisé est obligatoire dans tous les pays d’Europe. l’odorisation s’effectuant juste en amont des réseaux de distribution, le gaz circule dans les artères de grand transport sans être odorisé à l’exception notamment de la france et de l’Espagne. Dans les années 70, la france a choisi en effet pour des raisons de coût de centraliser ses installations d’odorisation aux points d’entrée sur le territoire.

Décentraliser l’odorisation : un enjeu clé pour la construction du marché intégré

Alors que la france et l’Espagne ont vocation à recevoir du GNl pour l’acheminer vers d’autres pays d’Europe, le gaz débarqué dans leurs terminaux ne peut être transporté vers l’Allemagne ou la Belgique qui n’acceptent pas de gaz préalablement odorisé. Ainsi, l’odorisation centralisée :• bloque la réalisation d’un grand réseau de transport européen interconnecté ;• empêche la mise en place de capacités bidirectionnelles aux interconnexions transfrontalières que demande le règlement européen du 20 octobre 2010 sur la sécurité d’approvisionnement ;• limite la diversification des approvisionnements des pays sans façades maritimes pour recevoir du GNL ;• bride le potentiel de développement des places de marché du gaz en France et en espagne et pénalise l’économie des deux pays.

Un processus en plusieurs étapes

Pour lever ces freins, GRTgaz propose d’évoluer vers une odorisation décentralisée avec environ 7 000 km de canalisations bidirectionnelles non-odorisées en france selon un processus en plusieurs étapes :• la 1re étape consiste à réaliser une nouvelle interconnexion transportant du gaz non odorisé de la france vers la Belgique, du terminal de Dunkerque à Pitgam, puis de Pitgam à Veurne par une nouvelle canalisation (cf. page 43) ;• la 2e étape conduirait à décentraliser en partie l’odorisation dans le nord est de la france afin d’ache-miner des flux de gaz vers l’Allemagne. Le règlement européen sur la sécurité d’approvisionnement demande de créer des flux physiques dans les deux sens à toutes les interconnexions frontalières : il serait ainsi satisfait pour l’interconnexion d’obergailbach.l’odorisation serait décentralisée sur la partie du réseau reliant Dunkerque, Taisnières et obergailbach par les stations de compression de cuvilly et de Morelmaison. Quelques dizaines de stations d’odorisation seraient créées et des aménagements opérés dans les stations d’interconnexion, ainsi qu’un renforce-ment de la compression de Laneuvelotte pour un montant prévisionnel estimé à 60 M€ suite aux études préliminaires menées à ce stade ;• la 3e étape serait de décentraliser l’odorisation sur l’ensemble du réseau de grand transport de GRTgaz. elle permettrait d’acheminer du gaz débarqué aux terminaux de Montoir et de Fos vers l’Allemagne et la Belgique.



Le montant prévisionnel de l’investissement nécessaire à la réalisation de cette étape est estimé à 240 M€.Des discussions avec les opérateurs de transport TiGf et ENAGAS (Espagne) ainsi qu’avec les opérateurs de stockage, doivent être engagées afin de poursuivre ce mouvement vers une odorisation décentralisée sur l’ensemble des réseaux français et espagnol. Une telle évolution permettrait de simplifier la gestion des flux entre Grtgaz et tiGF et de préparer la remontée de gaz naturel de l’espagne vers le nord de l’Europe selon le corridor Nord-Sud de l’Europe de l’ouest souhaité par la Commission européenne.la préparation de cette étape est conditionnée par l’intérêt que TiGf et ENAGAS pourraient porter à ce projet. Elle pourrait faire l’objet d’une concertation entre TiGf, ENAGAS et GRTgaz, dans le cadre de l’initiative Gazière Régionale Sud.

Entre 2012 et 2019, GRTgaz propose de finaliser la 1re étape et d’étudier la 2e étape afin de créer à court terme des capacités physiques d’acheminement du nord de la france vers la Belgique et l’Allemagne pour un coût limité.

Décentraliser l’odorisation

1re étape : raccordement Dunkerque-Veurne

2e étape : transport non-odorisé en région Nord-est

3e étape : grand transport non-odorisé

FosMontpellier

Chazelles


TaisnièresVeurneDunkerque

Antifer

Auvers

Cuvilly

Dierrey

Voisines

Palleau

Étrez

Saint-Avit

Morelmaison

Champey

Montoir-de-Bretagne

Biriatou

Larrau

Obergailbach

Oltingue



Fusionner les zones de marché Nord et SudLa fusion des deux zones de marché de GRTgaz favoriserait l’intégration des marchés du corridor Nord-Sud de l’Europe de l’Ouest et créerait une place de marché plus importante et plus liquide, en phase avec l’organisation cible du marché gazier européen. Dans sa délibération du 19 juillet 2012, la CRE s’est prononcée pour la création d’un PEG Nord-Sud unique, au plus tard en 2018, en s’appuyant sur le doublement de l’artère de Bourgogne pour réduire la congestion entre le nord et le sud du réseau de GRTgaz.

les zones de marché de GRTgaz sont passées de 4 en 2005 à 2 en 2009. leur fusion, souhaitée par GRTgaz et les acteurs du marché, implique de lever les congestions qui limitent aujourd’hui à 230 GWh/j les échanges entre les zones Nord et Sud.les mises en service de l’Arc de Dierrey en 2015 et d’Eridan en 2016 réduiront les risques de congestion sans les éliminer complètement. Trois grandes options ont été étudiées afin de les résorber.

Une fusion basée sur des mécanismes contractuelsÀ la demande de la cre, Grtgaz a confié en 2011 au cabinet KeMA la réalisation d’une étude sur les moyens de gérer les situations de congestion grâce à des mécanismes contractuels, à l’horizon 2016, en tenant compte de la réalisation d’Eridan et de l’Arc de Dierrey. L’étude de KeMA35 conclut à la faisabilité d’une fusion s’appuyant sur des mécanismes contractuels, mais relève une forte variabilité du coût de ces mécanismes. De plus, les limites physiques subsisteraient. Cette solution ne permettrait donc pas d’accéder à un gaz plus compétitif.

Une fusion basée sur des investissementsAu-delà de l’Arc de dierrey et d’eridan déjà décidés, Grtgaz a évalué à 1 800 M€ les investissements requis pour fusionner les zones Nord et Sud grâce au développement complet du corridor Nord-Sud, leur mise en service intervenant au plus tôt en 2020.Cette modalité de fusion présente un coût stable mais élevé et un délai de mise en œuvre important.

Une fusion basée sur une approche mixte

GRTgaz a étudié une troisième approche combinant investissements et mécanismes contractuels. l’artère de Bourgogne reliant Voisines à Etrez est l’investissement additionnel le plus efficace pour soulager les congestions fortes identifiées par KeMA. Avec cet ouvrage quelque soit le scénario de prix d’approvi-sionnement :• les congestions nord sud diminueront de 75 % et perdront leur caractère structurel ;• les congestions sud nord deviendront plus rares, même en périodes de froid intense.

le doublement de l’artère de Bourgogne contribuerait également :• à la réalisation du corridor Nord-sud ;• au développement de capacités d’entrée et de stockage au sud ;• à la réduction des délais de prévenance pour les sites fortement modulés comme les centrales à gaz en permettant de disposer de stock de gaz en conduite au centre du réseau.

35. www.grtgaz.com/fr/accueil/grands-projets/etude-fusion-nord-sud/



L’investissement est estimé à 600 M€ environ. sa mise en service serait possible en 2018. Le recours à des outils contractuels resterait nécessaire, mais ponctuellement, pour des volumes limités et un coût estimé à moins de 10 M€ par an.

La fusion des zones Nord et Sud

Cuvilly

Dunkerque

Fos

Montpellier

Chazelles


Taisnières

Dierrey

Voisines

Étrez

Saint-Avit

Morelmaison

Laneuvelotte

Montoir-de-Bretagne

Cherré

Chémery

Obergailbach

Oltingue

Ouvrages décidés

Fusion basée sur des investissements

Approche mixte

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Le couplage de marché entre les PEG Nord et Sud : retour sur l’expérimentationGRTgaz a lancé le 1er juillet 2011 avec Powernext, un service expérimental de couplage de marchés entre les PEG Nord et Sud, une première dans le secteur du gaz en Europe. Élaboré avec les acteurs du marché, les associations professionnelles et la CRE, ce couplage offre aux expéditeurs une nouvelle façon d’accéder à des capacités sur la liaison Nord Sud en leur proposant indirectement une prestation de transport entre les PEG Nord et Sud, ou vice-versa, la veille pour le lendemain et le week-end.

La capacité mise à disposition par GRTgaz est une capacité ferme de 14,5 GWh/j dans chacun des sens. Proposée par Powernext, l’offre s’appuie sur le produit de spread PEG Sud/PEG Nord lancé en mai 2011. Elle est commercialisée sous forme d’enchère implicite dont le prix traduit la situation du marché.

Après un an d’expérimentation, la mise en place de ce projet s’est traduite par un développement de la liquidité spot du PEG Sud et par une meilleure convergence de prix des PEG Nord et Sud lorsque la liaison Nord-Sud n’est pas congestionnée. Cependant, le couplage ne crée pas de capacités supplémentaires : quand les flux physiques saturent la capacité technique de la liaison Nord-Sud, ce qui est le cas lorsque les émissions des terminaux de Fos diminuent, l’écart de prix entre les PEG Nord et Sud s’accroît fortement.



Orientations données par la CRE

la CRE a organisé une consultation publique du 31 mai au 22 juin 2012 et publié le 19 juillet 2012 ses orientations sur l’évolution des places de marché de gaz en france :

• La CRE considère qu’il doit y avoir en France, à terme, une seule place de marché et donc un seul prix du gaz.

• Un PEG Nord-Sud unique sera créé au plus tard en 2018 en s’appuyant sur le doublement de l’artère de Bourgogne. les études seront lancées dès septembre 2012, la décision finale d’investissement de GRTgaz intervenant au plus tard mi-2014.Pendant la période de transition, GRTgaz étudiera dans le cadre de la Concertation Gaz les outils contractuels qui pourraient être expérimentés dès 2013. Un bilan de ces outils sera réalisé par Grtgaz mi-2014 et sur la base de ce bilan, la CRE décidera d’une anticipation éventuelle de la création du PEG Nord-Sud unique.

• Un PEG commun GRTgaz Sud-TIGF sera créé au plus tard en 2015. Cela pourra se faire en maintenant deux zones d’équilibrage indépendantes selon le modèle de « trading region ». Un bilan du fonctionnement de ce PEG commun sera fait au moment de la création du PEG unique Nord-Sud, soit au plus tard en 2018. la CRE demande à TiGf et GRTgaz de lui proposer les modalités de création de ce PEG commun d’ici le 15 octobre 2012.



Un raccordement au futur gazoduc sous-marin GALSI, reliant l’Algérie à l’Italie par la Sardaigne, permettrait d’alimenter la Corse en gaz naturel au bénéfice de l’environnement. L’approvisionnement de l’île en GNL est une alternative à ce projet.

Raccorder la Corse au gaz naturel

Le projet Cyrénée de raccordement de la Corse au gaz naturel.

Ajaccio

Bastia

Canalisation terrestreCanalisation offshore

Porto-Vecchio

le consortium GAlSi (gazoduc Algérie - Sardaigne - italie) projette de créer une liaison sous-marine entre l’Algérie et l’italie par la Sardaigne. le raccordement de la Corse au GAlSi permettrait de remplacer le fioul utilisé par les deux centrales thermiques de l’île et d’alimenter en gaz naturel les villes d’Ajaccio et de Bastia.Ce projet est inscrit dans le Programme Pluriannuel d’investissement publié dans le Journal officiel du 15 décembre 2009. Sa réalisation est conditionnée par la décision de construire le GAlSi.

Le tracé projeté

les études de faisabilité engagées en 2008 ont permis d’établir un premier projet de tracé. Elles se poursuivent en liaison avec les acteurs locaux dans le cadre du projet Cyrénée.• Le raccordement au GALsi pourrait s’effectuer près de son point d’atterrage, au niveau de la station de compression d’olbia en Sardaigne.• Une canalisation sous-marine d’environ 100 km de 600 mm de diamètre relierait olbia aux environs de Porto-Vecchio en Corse.• Une station d’interconnexion serait construite à l’atterrage où serait effectuée l’odorisation et d’où partiraient deux canalisations terrestres de 400 mm de diamètre d’environ 100 km chacune : l’une entre Porto-Vecchio et Bastia par la plaine orientale ; l’autre entre Porto-Vecchio et Ajaccio par le sud de la Corse.

Une énergie attendue

À la demande de GRTgaz, un débat public a été organisé par la Commission nationale de débat public de novembre 2010 à mars 2011 sur le territoire des 55 communes concernées : le gaz naturel est sou-haité et attendu en Corse.

En alternative au GAlSi, une alimentation de la Corse à partir d’une ou de deux barges GNl au large de Bastia et d’Ajaccio est envisageable. Dans l’hypothèse d’une barge unique, la partie terrestre du projet Cyrénée resterait d’actualité.

Les nombreux projets d’infrastructures présentés traduisent l’attractivité et le dynamisme du

marché français du gaz naturel.

Les ouvrages qui seront mis en service entre 2012 et 2014 sont liés à l’augmentation des capacités

d’entrée depuis l’Allemagne et la Belgique et au développement des capacités d’échange avec TIGF.

Les projets décidés qui seront mis en service après 2014 sont le raccordement du nouveau terminal

de Dunkerque, la création de capacités de sortie vers la Belgique et le doublement de l’artère du

Rhône (Eridan).

Le calendrier prévisionnel de réalisation

p. 56 les ouvrages mis en service dans les trois ans

p. 56 les ouvrages mis en service après 2014

p. 58 le développement prévisionnel des capacités 2012-2021



LE CALENDRIER PRÉVISIONNEL DE RÉALISATION

Les ouvrages mis en service dans les trois ans

Les ouvrages mis en service après 2014

la réalisation de tous les ouvrages qui seront mis en service au cours des trois prochaines années a été décidée et prévue dans le plan de financement de GRTgaz.le Conseil d’Administration a approuvé l’enveloppe financière correspondant à la réalisation du plan triennal d’investissement. Cette enveloppe intègre les investissements précisés ci-dessous dont la mise en service est attendue entre 2012 et 2014.

Dans la liste ci dessous, seuls les projets de raccordement du nouveau terminal méthanier de Dunkerque, de création de capacités de sortie vers la Belgique et le doublement de l’artère du Rhône (Eridan) ont fait l’objet d’une décision de réalisation. la décision de réalisation des autres ouvrages sera prise lorsque :• l’intérêt du marché aura été confirmé ;• la décision de réalisation de l’infrastructure adjacente aura, le cas échéant, été prise ;• le financement sera assuré ;• l’investissement aura été approuvé par la cre.

Pour établir le calendrier des ouvrages à construire, GRTgaz a pris en compte les informations indicatives fournies par les opérateurs d’infrastructures adjacentes en termes de capacités à développer et de dates de mise en service souhaitées.il faut cependant rappeler que les ouvrages à construire ou adapter, notamment en cœur de réseau, dépendent de l’ordre d’arrivée et de l’importance des besoins d’accroissement de capacités d’entrée ou de sortie dans la zone de marché considérée. les ouvrages mentionnés ci-après seront revus si le calendrier des demandes de capacités était modifié.Compte tenu de cette incertitude, les études de dimensionnement ont été réalisées de façon prélimi-naire pour les échéances éloignées. Des analyses plus approfondies compléteront les premières études lorsque les besoins se préciseront ce qui pourrait faire apparaître le besoin d’adapter d’autres ouvrages.

Ouvrages à adapter ou construire Mise en service

Demande de capacités générant le renforcement

Statut de la décision

• Adaptation de l’interconnexion de laneuvelotte 2013

Augmentation des capacités d’entrée depuis l'Allemagne à obergailbach

Décision de réalisation prise

• création d’une station de compression à Chazelles 2013 Augmentation des capacités de

l’interconnexion GRTgaz – TiGfDécision de réalisation prise

• doublement partiel de l’artère des Hauts de france (51 km en DN 1200)

• Adaptation de l’interconnexion de taisnières

• Adaptation de la compression à cuvilly

2013Augmentation des capacités d’entrée depuis la Belgique à Taisnières H


• Adaptation de la compression d’etrez (18 MW dont 9 MW en secours) 2013 Renforcement du corridor

Nord-Sud de l’Europe de l’ouestDécision de réalisation prise



Ouvrages à adapter ou construire Mise en service

Demande de capacités générant le renforcement

Statut de la décision

• Artère du clipon (19 km en dN 900)

• doublement des Hauts de France de Nedon à cuvilly (123 km, dN 1200)

• Arc de dierrey (308 km, dN 1200)

• Adaptation des interconnexions pitgam, cuvilly, dierrey et voisines

2015 Raccordement du terminal de Dunkerque


• Artères de Flandres (25 km de dN 900)

• Adaptation de l’interconnexion de pitgam2015

Création de capacités de sortie vers la Belgique à Veurne / oost-Cappel Alveringem


• eridAN : doublement de l’artère du rhône, (220 km, dN 1200) et modifications des interconnexions de saint-Avit et de saint-Martin de crau 2016 Renforcement du corridor

Nord-Sud de l’Europe de l’ouestDécision de réalisation prise

• canalisation porto-vecchio – Bastia (100 km, dN 400)

• canalisation porto-vecchio et Ajaccio (100 km, dN 400)

• canalisation sous-marine olbia – porto-vecchio (100 km, dN 600)

2018 Raccordement de la Corse En cours

Doublement de l’artère de Bourgogne 2018 fusion des zones Nord et Sud de GRTgaz (PEG) En cours

• doublement de l’artère du Nord-est entre Morelmaison et voisines (85 km, dN 1050) et adaptation des interconnexions de Morelmaison, voisines et oltingue

2018 Augmentation des capacités d’entrée à partir de la Suisse En cours

• Artère de liaison avec le Luxembourg (56 km, dN500) et adaptation de l’interconnexion

• Fin du doublement de l’artère de Beauce, si non réalisé auparavant2018 Augmentation des capacités de

sortie vers le luxembourg En cours

• renforcement de la canalisation Laneuvelotte-Morelmaison (54 km de DN 1050)

• Nouvelle station de compression à cheppy, et renforcement des stations de voisines et d’Évry

• selon les capacités développées, renforcements de compression à evry et Dierrey et doublements complets des artères de Beauce et du Nord-Est, si non réalisés auparavant

2018 Création de capacités de sortie vers l’Allemagne En cours

• Adaptation de la station de compression d’Auvers-le-Hamon

• Fin du doublement de l’artère de Beauce, si non réalisé auparavant2018

Augmentation des capacités d’entrée à partir du terminal de Montoir (+2,5 Gm3/an)

En cours

• Le cas échéant, doublement de l’artère de Bourgogne

• Adaptation des interconnexions de saint-Martin-de-crau, saint-Avit et etrez

• Le cas échéant, renforcement de la compression de saint-Martin-de-crau

2018Augmentation des capacités d’entrée à partir des stockages de Manosque et d’etrez

En cours

• création d'une station de compression à champey et adaptation de la station de Morelmaison 2019 Augmentation des capacités de

sortie vers la Suisse En cours

• Artère de liaison entre le terminal et saint-Martin-de-crau

• canalisation de l’Arc Lyonnais

• Adaptation des interconnexions d’etrez et saint-Avit

• Le cas échéant, fin du doublement de l’artère de Beauce

• Le cas échéant, adaptation des stations de compression de Saint-Avit et d’Etrez

2019 Raccordement d’un nouveau terminal méthanier à fos En cours

• création d’une station de compression à Montpellier

• renforcement de la station de compression de saint-Martin-de-crau

• renforcements de l’axe saint-Martin-de-crau - voisines en fonction des développements précédents (limités à des compressions si les artères de l’Arc lyonnais et de Bourgogne ont été réalisées)

2020Augmentation des capacités d’interconnexion entre la france et l’Espagne

En cours

• renforcements de l’axe saint-Martin-de-crau - voisines en fonction des développements précédents (limités à des compressions si les artères de l’Arc lyonnais et de Bourgogne ont été réalisées)

2020/ 2021

Extension du terminal de fos Cavaou En cours

• doublement de l’Artère du Maine

• création d'une artère entre chémery et dierrey

• renforcement de la compression de dierrey

2021Augmentation des capacités d’entrée à partir du terminal de Montoir (+4 Gm3/an)

En cours



Le développement prévisionnel des capacités 2012-2021

les projets présentés se traduiraient par une augmentation des capacités d’entrée de 30 % en 2016 et par une augmentation des capacités de sortie de 60 % en 2015.

Au 1er janvier en GWh/j 2012 2013 2014 2015 2016 Au-delà

ZONE NORD

Capacités d'entrée 2 605 2 605 2 660 2 660 2 660

Norvège - PiR Dunkerque 585 585 570 570 570 570

Belgique – PiR Taisnières H 570 570 640 640 640 640

Belgique – PiR Taisnières B 230 230 230 230 230 230

Allemagne- PiR obergailbach 620 620 620 620 620 620

Suisse italie – PiR oltingue - - - - 100

GNL – pitM dunkerque 250 520

GNL – pitM Montoir 370 370 370 370 370 425(1)-550

Zone Sud vers Zone Nord 230 230 230 230 230 Fusion

Capacités de sortie 223 223 223 323 493

Suisse/italie – PiR oltingue 223 223 223 223 223 260-320

Belgique – PiR Veurne - - - 270 270

luxembourg – PiR luxembourg - - - - - 40

Allemagne- PiR obergailbach - - - - - 100

ZONE SUD

Capacités d'entrée(2) 720 720 895 895 895

GNL – pitM Fos 410 410 410 410 4 10 780-1 240

TiGf/Espagne-PiR vers Zone Sud 80 80 255 255 255 485

Zone Nord vers Zone Sud 230 230 230 230 230 Fusion

PiR Corse - - - 20

Capacités de sortie 325 325 395 395 395 475

Zone Sud-PiR vers TiGf/Espagne 325 325 395 395 395 475

(1) Étude réalisée pour 425 (+ 55 GWh/j).(2) Hors augmentation des capacités du cœur du réseau (+120 GWh/j avec Eridan).

Annexes

p. 60 interconnexions : utilisation et taux de souscription

p. 62 la détermination des capacités commerciales du réseau

p. 65 la réalisation des grands projets



Annexes

Interconnexions : utilisation et taux de souscription

Annexe 1

Cap

acit

é M

Wh

/j

0

300 000

200 000

100 000

400 000

500 000

600 000

700 000

janv.

2009

janv.

2010

janv.

2011

janv.

2012

janv.

2013

janv.

2014

janv.

2016

janv.

2015

janv.

2017

janv.

2018

janv.

2019

janv.

2020

Souscriptions Part réservée pour le court terme Disponible Capacité technique

Dunkerque

Cap

acit

é M

Wh

/j

0

300 000

200 000

100 000

400 000

500 000

600 000

700 000

janv.

2009

janv.

2010

janv.

2011

janv.

2012

janv.

2013

janv.

2014

janv.

2016

janv.

2015

janv.

2017

janv.

2018

janv.

2019

janv.

2020


Obergailbach depuis l’Allemagne

PIR Midi TIGF / Espagne

Cap

acit

é M

Wh

/j

0

300 000

200 000

100 000

400 000

500 000

600 000

700 000

janv.

2009

janv.

2010

janv.

2011

janv.

2012

janv.

2013

janv.

2014

janv.

2016

janv.

2015

janv.

2017

janv.

2018


Depuis TIGF

Cap

acit

é M

Wh

/j

0

300 000

200 000

100 000

400 000

500 000

600 000

700 000

janv.

2009

janv.

2010

janv.

2011

janv.

2012

janv.

2013

janv.

2014

janv.

2016

janv.

2015

janv.

2017

janv.

2018


Vers TIGF

Taisnières H et B depuis la Belgique

Cap

acit

é M

Wh

/j

0

300 000

200 000

100 000

400 000

500 000

600 000

700 000

janv.

2009

janv.

2010

janv.

2011

janv.

2012

janv.

2013

janv.

2014

janv.

2016

janv.

2015

janv.

2017

janv.

2018

janv.

2019

janv.

2020


Taisnières H

Cap

acit

é M

Wh

/j

0

300 000

200 000

100 000

400 000

500 000

600 000

700 000

janv.

2009

janv.

2010

janv.

2011

janv.

2012

janv.

2013

janv.

2014

janv.

2016

janv.

2015

janv.

2017

janv.

2018

janv.

2019

janv.

2020


Taisnières B


Annexes

Cap

acit

é M

Wh

/j

0

300 000

200 000

100 000

400 000

500 000

600 000

700 000

janv.

2009

janv.

2010

janv.

2011

janv.

2012

janv.

2013

janv.

2014

janv.

2016

janv.

2015

janv.

2017

janv.

2018

janv.

2019

janv.

2020


Oltingue vers la Suisse et l’Italie

Stockages

0

200 000

400 000

600 000

800 000

1 000 000

1 200 000

1 400 000

mars 20

09jui

n 200

9se

pt. 2

009

déc.

2009

mars 20

10jui

n 201

0se

pt. 2

010

déc.

2010

mars 20

11jui

n 201

1se

pt. 2

011

déc.

2011

mars 20

12

mars 20

13

juin 2

012

sept

. 201

2dé

c. 20

12

Sud-Est / Injection-FermeNord-Ouest / Injection-FermeNord B / Injection-FermeNord-Atlantique / Injection-Ferme

Nord-Est / Injection-FermeSud-Atlantique / Injection-FermeaspoolNord-Atlantique / Injection-InterruptibleSud-Atlantique / Injection-Interruptible

GW

h/j

Injection

0

500 000

1 000 000

1 500 000

2 000 000

2 500 000

GW

h/j

Sud-Est / Soutirage-FermeNord-Ouest / Soutirage-FermeNord B / Soutirage-FermeNord-Atlantique / Soutirage-Ferme

Nord-Est / Soutirage-FermeSud-Atlantique / Soutirage-FermeNord-Atlantique / Soutirage-InterruptibleSud-Atlantique / Soutirage-Interruptible

mars 20

09jui

n 200

9se

pt. 2

009

déc.

2009

mars 20

10jui

n 201

0se

pt. 2

010

déc.

2010

mars 20

11jui

n 201

1se

pt. 2

011

déc.

2011

mars 20

12

mars 20

13

juin 2

012

sept

. 201

2dé

c. 20

12

Soutirage

Liaison Nord Sud

Cap

acit

é M

Wh

/j

0

150 000

100 000

50 000

200 000

250 000

janv.

2009

janv.

2010

janv.

2011

janv.

2012

janv.

2013

janv.

2014

janv.

2016

janv.

2015

janv.

2017

janv.

2018


Sens Nord vers Sud

Cap

acit

é M

Wh

/j

0

150 000

100 000

50 000

200 000

250 000

janv.

2009

janv.

2010

janv.

2011

janv.

2012

janv.

2013

janv.

2014

janv.

2016

janv.

2015

janv.

2017

janv.

2018


Sens Sud vers Nord


Annexes

La détermination des capacités commerciales du réseau

GRTgaz commercialise l’acheminement du gaz sous forme :• de capacités fermes dont l’utilisation est garantie contractuellement à l’expéditeur pendant la durée de sa souscription dans des conditions normales d’exploitation ;• de capacités interruptibles dont l’utilisation n’est pas garantie.

la pleine utilisation des capacités fermes et interruptibles proposées par GRTgaz conduit à une saturation du réseau. Toute augmentation des capacités de transport du réseau de GRTgaz passe donc par des investissements supplémentaires.

La méthode de détermination des capacités

les capacités commercialisables sur les différents points du réseau sont interdépendantes du fait de la logique de zone et du maillage du réseau. Elles sont déterminées en étudiant les scénarios susceptibles d’entraîner des congestions au sein du réseau. Les capacités fermes retenues sont les capacités maximales n’engendrant pas de congestion dans des conditions standards d’utilisation du réseau. la démarche est la même pour déterminer les ouvrages nécessaires au développement de capacités.

la modélisation permettant de déterminer les capacités d’un réseau fait intervenir de nombreux para-mètres et notamment les caractéristiques techniques des infrastructures du réseau, les contraintes d’exploitation et la répartition des flux de gaz dans le réseau.

Les caractéristiques techniques des infrastructuresle réseau de transport est principalement constitué de canalisations et de stations de compression et d’interconnexion. les caractéristiques techniques de ces infrastructures sont connues pour les ouvrages existants ou décidés et prévisionnelles pour les projets d’infrastructure nouvelle.

• pour les canalisations, les caractéristiques techniques influant sur les capacités du réseau sont le diamètre, la pression maximale de sécurité (pMs), la longueur et la rugosité. ces caractéristiques condi-tionnent les pertes de charge dans la canalisation, c’est-à-dire la baisse de pression du gaz observée durant son transport tout au long de l’ouvrage. la capacité d’un réseau est directement liée aux pertes de charge dans les canalisations.• Les stations de compression permettent de relever la pression du gaz dans les canalisations.leurs caractéristiques techniques sont principalement la puissance, les débits maximum et minimum qui peuvent être comprimés et les limites de taux de compression (rapport entre la pression aval et la pression amont).• Les caractéristiques d’autres ouvrages, comme les vannes de régulation qui génèrent des pertes de charge singulières, influent sur les capacités.

Annexe 2


Annexes

Les contraintes d’exploitationles contraintes d’exploitation résultent des niveaux de pression minimale à respecter en différents points du réseau pour assurer l’acheminement et la livraison du gaz. Elles sont déterminées pour permettre GRTgaz de satisfaire :• ses obligations de service public en matière d’alimentation de réseaux de distribution ;• ses engagements contractuels auprès des clients industriels, précisés dans les contrats de raccordement conclus avec chacun d’eux.

Le pouvoir calorifique du gazla capacité physique d’un réseau de transport s’exprime en débit volumique (m3) alors que les tran-sactions entre expéditeurs ou consommateurs sont réalisées en énergie (Wh). Pour commercialiser des capacités cohérentes avec les besoins de ses clients, GRTgaz établit des hypothèses sur le pouvoir calo-rifique du gaz entrant sur le réseau à partir des flux observés à chaque point d’entrée.

La répartition des flux dans le réseauLes flux de gaz sur le réseau dépendent de l’utilisation des capacités souscrites aux points d’entrée et de sortie, des consommations et du recours aux stockages.Certains points d’entrée sont utilisés de façon préférentielle selon les situations de marché et les arbitrages effectués entre les différentes sources d’approvisionnement. GRTgaz prend en compte de nombreux scénarios d’approvisionnement, avec différentes conditions climatiques, pour évaluer les flux gaziers et dimensionner son réseau en conséquence.

Les conditions d’exploitation

la détermination des capacités est réalisée pour des conditions normales d’exploitation, fondées sur des hypothèses de répartition des flux considérés comme réalistes et acceptables.ces hypothèses sont élaborées à partir de la connaissance des flux passés et de leurs évolutions prévi-sionnelles. Elles couvrent une large plage de cas climatiques, de la pointe de froid 36 aux consommations minimales du mois d’août, et d’utilisation des stockages souterrains selon les températures et la demande de gaz naturel.le cadre de validité des capacités fermes proposées par GRTgaz permet à chaque expéditeur de satisfaire à ses obligations de service public 37, notamment par des soutirages des stockages souterrains l’hiver et leur remplissage l’été.

36. Soit une température extrêmement basse trois jours de suite telle qu’il s’en produit statistiquement une tous les 50 ans : décret n° 2004-251 du 19 mars 2004 relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz.

37. Décrets n° 2004-251 et n° 2006-1034 du 21 août 2006 relatif à l’accès aux stockages souterrains de gaz naturel.


Annexes

Les situations particulières

l’exploration des différentes stratégies d’approvisionnement possibles a conduit GRTgaz à identifier des situations particulières où des flux minimaux sont nécessaires pour assurer le bon fonctionnement du réseau sous certaines conditions de température et de flux. L’une de ces situations est présentée ci-dessous à titre d’illustration.

Le « minimum Obergailbach »À partir d’un niveau de consommation correspondant à une température froide, l’augmentation des flux de gaz issus des autres points d’entrée du réseau (fos excepté), combinée à une utilisation maximale de la liaison Nord Sud, sature le réseau dans le sens ouest. il faut alors un appoint de gaz à obergailbach pour alimenter la partie Est du réseau. À la pointe, le niveau minimum requis en entrée à obergailbach serait de l’ordre de 80 GWh/j.

Zone Nord

Zone Sud

TIGF

Fos

Taisnières

Dunkerque

Montoir de Bretagne

Biriatou

Obergailbach

Oltingue

Larrau

Station de compression

Site de stockage

Ouvrages saturés

Terminaux méthaniers

Zone Nord

Zone Sud

585 GWh/j

570 GWh/j

80 GWh/j

223 GWh/j

10 GWh/j + CCCG

80 GWh/j

370 GWh/j


Annexes

La réalisation des grands projets

Déterminer le tracé de moindre impact

les projets de gazoducs font l’objet d’études approfondies afin de trouver les meilleures solutions.l’étude d’impact, conduite par un tiers expert en concertation avec les collectivités territoriales, les associations et les parties intéressées, recense tous les impacts potentiels sur l’environnement et définit les meilleurs moyens de les limiter et de les compenser.

Un dialogue constructif

les parties intéressées sont informées très en amont lors de réunions ou de rencontres. Ce dialogue a pris une nouvelle dimension avec les débats publics organisés par la Commission nationale du débat public pour les projets Arc de Dierrey, Eridan et Cyrénée. ils permettent aux équipes de GRTgaz en charge des projets de se confronter à d’autres points de vue qui contribuent utilement à l’adaptation des projets.À l’issue de ces échanges et de la finalisation des études, le tracé retenu fait l’objet d’une enquête publique qui permet encore de l’ajuster aux spécificités des territoires.

Recenser et valoriser le patrimoine archéologique

GRTgaz a conclu en 2011 un partenariat de cinq ans avec l’institut national de recherches archéolo-giques préventives (inrap) avec un double objectif : préparer les interventions des archéologues très en amont des chantiers pour leur donner le temps nécessaire sans retarder le calendrier des grands projets et valoriser les découvertes réalisées.

Préserver la qualité des terres

90 % des tracés de canalisation se situent en zone rurale. GRTgaz a conclu un protocole national avec la fNSEA et les Chambres d’Agriculture précisant ses engagements, ses modalités d’indemnisation et de compensations.l’objectif est de limiter au maximum l’impact des travaux sur les exploitations, de préserver la nature des sols et de garantir la remise en état des terres traversées. Préalablement triées, les couches successives sont remises en place, les fossés et talus reprofilés, les clôtures et drainages rétablis.

Respecter l’environnement, favoriser la biodiversité

Grtgaz préserve le mieux possible la faune, la flore, la diversité des espèces et les paysages dans la conduite de ses projets.Membre fondateur du club infrastructures linéaires et biodiversité, il a conclu des partenariats avec la Fédération Nationale des parcs Naturels régionaux, l’office National des Forêt, le Muséum National d’His-toire Naturelle et Natureparif afin de mettre en œuvre les meilleures pratiques de pose de canalisation et d’entretien des bandes de servitude. Dans les zones sensibles et les traversées de forêts, leur gestion écologique permet à des espèces rares de prospérer.

GRTgaz s’attache à établir des relations de confiance avec tous les acteurs locaux pour réussir l’intégration du réseau de transport dans le territoire en favorisant l’émergence de solutions partagées et adaptées à chaque cas.

Annexe 3

Le Baromètre projets 2011GRTgaz réalise chaque année une enquête auprès d’élus, d’agriculteurs et de décideurs locaux directement concernés par la pose d’une canalisation une fois le chantier terminé.• 97 % expriment leur confiance et jugent la sécurité respectée.• 94 % sont satisfaits du déroulement des travaux et considèrent l’environnement respecté.• 92 % estiment l’information bien faite et le dialogue satisfaisant.


Annexes

Optimiser les retombées économiques

les retombées des chantiers sur l’économie régionale et l’emploi sont importantes pour de nombreux secteurs : matériaux, défrichement, terrassement, génie civil, transports, bâtiment, aménagement pay-sager, hôtellerie, restauration, commerce de proximité, etc.GRTgaz travaille avec les Chambres de commerce et d’industrie et Pôle emploi pour associer les entre-prises locales et les demandeurs d’emploi à ses chantiers.

Assurer la sécurité

Chaque projet fait l’objet d’une étude de sécurité qui se concrétise par des mesures de protection ren-forcées en tant que besoin : canalisations plus épaisses, dalles de protection, surveillance particulière.Sur les chantiers, un Passeport sécurité est diffusé aux entreprises intervenantes. Des Trophées Sécurité, décernés en partenariat avec l’organisme professionnel de prévention du bâtiment et des travaux publics (oPPBTP), récompensent les plus performantes.

Intégrer les installations de surface

les installations de surface sont intégrées le mieux possible dans leur environnement. les options tech-niques les moins émettrices de Co2 sont privilégiées.GRTgaz remplace ainsi les anciens compresseurs de ses stations par des électro-compresseurs ou des turbocompresseurs à haut rendement. Grâce à ce programme, les rejets d’oxyde d’azote (NoX) ont été divisés par 10 depuis 1999 et les émissions de Co2 réduites de 43 % entre 2005 et 2011.

Pavillon Vert® : le drapeau des chantiers exemplairesLa démarche Pavillon Vert® de GRTgaz matérialise sa volonté d’appliquer à la conduite des chantiers les meilleures pratiques dans les domaines environnemental, social et économique :

• usages économes de l’eau et de l’énergie, mesures préventives contre les risques de pollution, limitation des déplacements des engins de chantier ;

• sécurité sur le chantier et aux abords, actions pour l’emploi et les retombées économiques locales, qualité de l’information et des relations avec les partenaires et riverains ;

• respect du calendrier, optimisation des consignations afin de limiter les impacts chez les consommateurs de gaz, satisfaction des clients.

Installé sur la base vie du chantier, le Pavillon Vert® est hissé ou descendu selon les résultats obtenus à l’issue des contrôles internes réalisés tout au long du chantier et des audits externes confiés à des sociétés spécialisées comme Bureau Veritas à différents stades d’avancement.


GloSSAiRE

Branchement : ouvrage de transport assurant la liaison entre le réseau de transport et un ou des postes de livraison, et destiné exclusivement ou principalement à l’alimentation d’un client ou d’un réseau de distribution. le bran-chement fait partie du réseau.

Capacité d’acheminement régional : quantité maximale d’énergie, exprimée en MWh (PCS) par jour, que GRTgaz s’en-gage à acheminer sur le réseau régional jusqu’à un point de livraison consommateur, un point d’interface transport distribution ou un point d’interconnexion sur le réseau régional, selon le cas.

Capacité de conversion : quantité maximale d’énergie, exprimée en MWh (pcs) par jour, que GRTgaz s’engage à livrer sous forme de gaz B ou H et à enlever simultanément sous forme de gaz H ou B.

Capacité d’entrée : quantité maximale d’énergie, exprimée en MWh (pcs) par jour, que Grtgaz s’engage à enlever chaque jour en un point d’entrée donné.

Capacité ferme : capacité dont le transporteur est en mesure de garantir l’utilisation à tout moment pendant toute la durée de la souscription dans des condi-tions normales d’exploitation.

Capacité horaire de livraison : quantité maximale d’énergie, exprimée en MWh (pcs) par heure, que l’exploitant s’engage à livrer chaque heure en un point de livraison consommateur.

Capacité interruptible : capa-cité dont le transporteur n’est pas en mesure de garantir l’uti-

lisation à tout moment pendant toute la durée de la souscription.

Capacité journalière : quantité maximale d’énergie que GRTgaz s’engage à enlever, acheminer ou livrer chaque jour.

Capacité de liaison : quantité maximale d’énergie, exprimée en MWh (pcs) par jour, que Grtgaz s’engage à acheminer chaque jour sur une liaison entre deux zones d’équilibrage.

Capacité de livraison : quantité maximale d’énergie, exprimée en MWh (pcs) par jour, que Grtgaz s’engage à livrer en un point de livraison consommateur, un point d’interface transport distribution ou un point d’interconnexion sur le réseau régional.

Capacité restituable : capacité ferme que l’expéditeur s’engage à restituer à tout moment à GRTgaz à sa demande.

Capacité rebours : capacité sur le réseau principal permet-tant à l’expéditeur d’effectuer des nominations dans le sens opposé au sens dominant des flux lorsque les flux de gaz ne peuvent s’écouler que dans un seul sens.

Capacité de sortie : quantité maximale d’énergie, exprimée en MWh (pcs) par jour, que Grtgaz s’engage à livrer chaque jour à l’ensemble des points de livraison rattachés à une zone de sortie donnée, en un point d’inter-connexion réseau donné, ou en un point d’interface transport stockage donné.

Client : consommateur final de gaz naturel.

Conditions de livraison : obli-gations de GRTgaz relatives aux caractéristiques physiques du gaz naturel qu’il livre (pression, température…).

Contrat d’acheminement : contrat entre GRTgaz et un expé-diteur déterminant les conditions dans lesquelles GRTgaz s’engage à enlever des quantités de gaz mises à sa disposition par l’expé-diteur en un ou plusieurs points d’entrée ou points d’échange de gaz et à livrer des quantités de gaz ayant le même contenu énergétique en un ou plusieurs points de livraison ou points d’échange de gaz.

Contrat de raccordement : contrat entre GRTgaz et un client définissant les conditions de réalisation, d’exploitation et de maintenance des ouvrages de raccordement et les conditions de livraison.

Déséquilibre de bilan cumulé (ou écart de bilan cumulé) : il est égal à la somme des déséquilibres de bilan journalier résiduels de l’expéditeur après prise en compte des achats et ventes des quantités en dépassement de la tolérance de déséquilibre journalier et en dépassement du talon de désé-quilibre cumulable.

Déséquilibre de bilan jour-nalier (ou écart de bilan journalier) : il est égal à la différence entre la somme des quantités entrées et sorties par l’expéditeur chaque jour, pour chaque zone d’équilibrage et pour chaque qualité de gaz dans la zone Nord.

Glossaire


GloSSAiRE

Expéditeur : partie contrac-tant avec GRTgaz un contrat d’acheminement. l’expéditeur est, selon le cas, le client éligible, le fournisseur ou leur mandataire tels que définis à l’article 2 de la loi du 3 janvier 2003.

Gaz B : gaz naturel à bas pouvoir calorifique.

Gaz H : gaz naturel à haut pouvoir calorifique.

Liaison : couple orienté de zones d’équilibrage sur lequel est définie une capacité de liaison.

Ouvrages de raccordement : branchements et postes de livrai-son assurant le raccordement d’un site de consommation ou d’un réseau de distribution au réseau de transport.

Périmètre d’équilibrage H : sous-ensemble de la zone d’équi-librage Nord au sein duquel l’expéditeur doit assurer un équilibrage en gaz conforme aux spécifications du gaz H.

Périmètre d’équilibrage B : sous-ensembles de la zone d’équilibrage Nord au sein duquel l’Expéditeur doit assurer un équilibrage en gaz conforme aux spécifications du gaz B.

Point d’échange de gaz (PEG) : point virtuel rattaché à une zone d’équilibrage où un expéditeur peut céder du gaz à un autre expéditeur.

Point d’entrée : point où l’expédi-teur met à disposition de GRTgaz tout ou partie du gaz en exécution du contrat d’acheminement. Un point d’entrée est rattaché à une seule zone d’équilibrage.

Point d’interface transport distribution (PITD) : point phy-sique ou notionnel d’interface entre le réseau de transport et un réseau de distribution.

Point d’interface transport stockage (PITS) : point physique ou notionnel d’interface entre le réseau de transport et un grou-pement de stockage.

Point d’interconnexion sur le réseau régional (PIRR) : point physique ou notionnel d’inter-connexion du réseau régional de GRTgaz avec le réseau de trans-port de l’opérateur adjacent.

Point d’interconnexion réseau (PIR) : point physique ou notion-nel d’interconnexion des réseaux de transport de deux opérateurs.

Point de livraison : point où GRTgaz livre à un destinataire tout ou partie du gaz en exécu-tion du contrat d’acheminement. Un point de livraison est rattaché à une seule zone d’équilibrage.

Point de livraison consom-mateur : point de livraison à un consommateur raccordé au réseau de transport. Un point de livraison Consommateur est rat-taché à une seule zone de sortie.

Poste de livraison : installation située à l’extrémité aval d’un réseau de transport assurant les fonctions de détente, de régula-tion de pression et de comptage du gaz livré à un consommateur ou à un réseau de distribution.

Réseau de distribution : canalisations à moyenne ou basse pression assurant l’ache-minement du gaz vers les consommateurs qui ne sont pas raccordés directement au réseau principal ou à un réseau régional.

Réseau de transport : ouvrages de transport à haute pression assurant l’acheminement du gaz à destination des consommateurs industriels directement raccordés et des réseaux de distribution ; le réseau de transport est constitué du réseau principal et de réseaux régionaux.

Réseau principal : ouvrages de transport à haute pression de grand diamètre reliant les points d’interconnexion avec les réseaux de transport voisins, les stockages et les terminaux méthaniers et auquel sont rattachés les réseaux régionaux et certains consommateurs industriels et les réseaux de distribution.

Réseau régional : ouvrages de transport à haute pression assu-rant l’acheminement du gaz à partir du réseau principal vers les consommateurs ou les réseaux de distribution qui ne sont pas directement raccordés au réseau principal.

Stockage : installation assu-rant le stockage du gaz naturel en particulier l’été lorsque la consommation est plus faible et sa restitution l’hiver lorsque la consommation est plus forte.

Terminal méthanier : instal-lation assurant la réception, le stockage, la regazéification du gaz naturel liquéfié (GNl) ainsi que l’émission vers le réseau principal du GNl regazéifié.

Zone de sortie : ensemble de points de livraison consomma-teur, de points d’interconnexion sur le réseau régional et de points d’interface transport distribution sur lequel est définie une capacité de sortie du réseau principal. Une zone de sortie est rattachée à une seule zone d’équilibrage.

Zone d’équilibrage : ensemble comprenant des points d’entrée, des points de livraison et un point d’échange de gaz au sein duquel l’expéditeur doit assurer un équilibrage. il existe deux zones d’équilibrage : Nord et Sud. la zone d’équilibrage Nord fait l’objet d’une partition entre les périmètres d’équilibrage H et B.

GRTgaz, société anonyme au capital de 536 920 790 euros, dont le siège social est situé 6, rue Raoul Nordling 92270 Bois-Colombes,

immatriculée sous le numéro 440 117 620 RCS Nanterre

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N°ISSN en cours - Conseil éditorial : Chantal Caillat-Murat – Information & Conseil Illustrations : Lucie Bertrand ([email protected])

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GRTgaz - Région Val-de-Seine 26, rue de Calais

75436 Paris Cedex 09 01 40 23 36 36

GRTgaz - Région Centre-Atlantique 10, quai Emile Cormerais

BP 70252 44818 St Herblain 02 40 38 85 00

GRTgaz - Région Rhône-Méditerranée 33, rue Pétrequin

BP 6407 69413 Lyon Cedex 06

04 78 65 59 90

GRTgaz - Région Nord-Est 24, quai Sainte Catherine

54000 Nancy 03 83 85 35 52

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1Kwh 1 GJ 1 Therm 1 MBTU 1 m3 de gaz naturel 1 bep 1 tep

1Kwh 1 0.0036 0.0341 0.0034 0.0949 0.00059 0.000086

1 GJ 277.8 1 9.48 0.948 26.35 0.1634 0.0239

1 Therm 29.3 0.10551 1 0.1 2.78 0.0172 0.0025

1 MBTU 293.1 1.06 10 1 27.81 0.1724 0.0252

1 m3 de gaz naturel 10.54 0.038 0.36 0.036 1 0.0062 0.0009

1 baril équivalent pétrole (bep) 1700 6.12 58.01 5.8 161.29 1 0.15

1 tonne équivalent pétrole (tep) 11630 41.87 397 39.7 1103 6.8 1

Conversion des unités gazières

Liens utiles

www.grtgaz.com

www.gasinfocus.com

www.cre.fr

www.entsog.eu

www.acer.europa.eu

www.gie.eu.com

www.aie.org

www.ec.europa.eu

www.eurogas.org

www.developpement-durable.gouv.fr

www.statistiques.developpement-durable.gouv.fr

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Taisnières

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GRTgaz exploite le réseau de transport de gaz naturel à haute pression sur la majeure partie du territoire français.Avec plus de 32 000 km de canalisations et 26 stations de compression, son réseau est le plus long d’Europe et l’un des mieux interconnectés. GRTgaz a investi 524 M€ en 2011 pour transporter le gaz naturel dans les meilleures conditions de sécurité et de fluidité, renforcer la sécurité d’approvisionnement de la France et de l’Europe en donnant accès à des sources de gaz naturel diversifiées. GRTgaz rassemble plus de 3 000 collaborateurs mobilisés pour construire le transport de demain.

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Plan décennal de développement du réseau de transport de ... · 2. Délibération de la...

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