Compte-rendu

Compte-rendu
Rédacteur : CRE/DIRGAZ/DIAM/EB
Paris, le 16/05/2012
Atelier CRE n°2 du 4 mai 2012
Evolution des places de marché (PEG) sur les réseaux de transport de gaz en France
Participants :
Ordre du jour :
Cf. Annexe 1
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Synthèse et enseignements des contributions reçues à la suite du premier atelier (CRE)
Premier bilan du market coupling Nord-Sud + description de la solution mixte de fusion NordSud (GRTgaz)
Premier échange avec les participants
Premières réflexions sur les aspects opérationnels des différents schémas d’organisation des
places de marchés (CRE)
Deuxième échange avec les participants
Présentation 1 : CRE – Synthèse et enseignements (224,99 ko)
La CRE présente une synthèse des points saillants ressortant des échanges lors du premier atelier et
des contributions écrites reçues de la part de 13 participants.
Trois enseignements majeurs sont à retenir :
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l’importance de poursuivre l’évolution des places de marché, afin d’améliorer l’attractivité du
marché français par rapport aux autres marchés du nord-ouest de l’Europe qui se
développent très rapidement ;
la nécessité de disposer d’une bonne visibilité sur les orientations qui seront prises en termes
de cible et de trajectoire sur l’évolution des places de marché françaises ;
la nécessité d’identifier les meilleures options, notamment en terme d’équilibre
coûts/bénéfices, pour l’évolution des places de marché.
Présentation 2 : GRTgaz (1,15 Mo)
GRTgaz présente un premier bilan du couplage de marché entre les zones GRTgaz Nord et GRTgaz
Sud. Ce dernier a permis de rapprocher les prix des zones GRTgaz Nord et Sud mais il ne peut se
substituer à la création d’une place de marché unique car il ne permet pas de lever les congestions et
n’améliore les conditions de marché que sur des échéances de court terme.
GRTgaz présente une nouvelle approche pour la création d’un PEG GRTgaz unique associant
investissements et mécanismes contractuels. Un investissement ciblé au niveau de l’artère de
Bourgogne permettrait de supprimer le caractère structurel de la congestion Nord  Sud. Selon
GRTgaz cet ouvrage pourrait être mis en service en 2018 pour un coût de 575 M€ (subvention
possible dans le cadre du programme énergétique européen pour la relance). Ainsi le recours aux
mécanismes contractuels ne devrait pas excéder 6 M€ par an.
Premier échange avec les participants
Gas Natural Europe souhaite réagir à la stigmatisation du marché espagnol qui ressort parfois des
échanges et des contributions des acteurs du marché. Il précise que le marché espagnol ne doit pas
être considéré comme une « menace » mais plutôt comme une opportunité. En effet, le
développement des interconnexions France/Espagne n’a pas uniquement pour objectif d’exporter du
gaz en Espagne, mais elle permet aussi d’en importer. Ainsi, le marché espagnol pourra répondre à
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des engagements de flux vers la France avec du GNL importé au niveau des terminaux espagnols
mais aussi avec du gaz acheminé par gazoduc depuis le Maghreb.
GDF Suez indique être surpris du niveau élevé d’actualisation des coûts présenté par GRTgaz pour la
mise en œuvre des mécanismes contractuels. Il estime que des niveaux de spread à 15€/MWh sont
surestimés et que le recours à des mécanismes de marché à moyen et long terme (plus onéreux car
une prime de risque s’ajoute) ne devraient pas être nécessaire, les appels au marchés à court terme
devant être suffisants.
GDF Suez ajoute que l’ensemble du raisonnement de GRTgaz s’appuie sur des hypothèses de prix
mondiaux du gaz très disparates, notamment entre l’Europe et l’Asie, alors qu’à long terme, il est
raisonnable d’envisager, selon lui, que les écarts de prix se resserrent avec l’arrivée de nouveaux
trains de liquéfaction et l’augmentation des exportations de GNL australien.
Gazprom indique que la solution mixte associant investissements et outils contractuels lui semble
atteindre un bon optimum économique, même si elle lui semble moins sécurisée que la solution basée
uniquement sur des investissements et que les délais de mise en œuvre sont longs.
L’UNIDEN indique qu’il sera important d’anticiper la fusion par des moyens contractuels, même si cela
comporte des risques, et qu’il faudra vérifier que l’on dispose de tous les outils juridiques pour le faire.
Poweo indique que cette nouvelle solution présentée par GRTgaz associant investissements et outils
contractuels semble intéressante. Les solutions basées uniquement sur des investissements ou
uniquement sur des mécanismes contractuels ne lui semblent pas raisonnables. Il ajoute qu’il serait
intéressant d’avoir une meilleure visibilité sur le coût global de la création d’un PEG GRTgaz unique,
en y incluant les investissements déjà décidés dans la perspective d’une fusion des zones Nord et
Sud (Eridan, Arc de Dierrey). Il ajoute qu’il serait important de savoir plus précisément qui paie quoi.
Enfin, il estime que le plus important aujourd’hui est de définir la cible vers laquelle on se dirige et de
décider, dans un deuxième temps, la trajectoire.
EDF indique que sa position n’a pas changé et qu’il est favorable à une fusion totale des PEGs pour
n’avoir in fine qu’un PEG France. En termes de trajectoire, il s’est toujours prononcé en faveur d’une
solution basée uniquement sur des investissements, toutefois, il accueille très favorablement cette
nouvelle proposition d’associer investissements et outils contractuels, présentée par GRTgaz.
L’Uprigaz observe que les investissements financiers sont considérables quelle que soit la solution
retenue, dans un contexte où la consommation du gaz plafonne, voire décroit. Or, le coût de ces
investissements est, in fine, supporté par les consommateurs. S’il est indispensable de supprimer les
congestions, les solutions les moins onéreuses doivent être recherchées. Dans cet esprit, elleI
souhaiterait que soit réactualisée l’étude de réseau amorcée par GRTgaz et TIGF en 2010 pour tenir
compte notamment des nouveaux investissements de cœur de réseaux décidés depuis cette date et
que cette étude soit élargie à l’ensemble du réseau français. Elle souhaiterait également que les
hypothèses et les résultats en soient communiqués à l’ensemble des parties prenantes, et notamment
aux expéditeurs. Concernant le re-routing des cargaisons de GNL à destination des terminaux
méthaniers français, l’Uprigaz rappelle que l’expéditeur ne décide pas seul de l’arrivée ou non d’un
bateau puisque cette décision implique également le producteur.
GRTgaz note la demande des acteurs de marché de disposer d’une bonne visibilité quant à l’évolution
de la structure contractuelle. Il partage cette demande et ajoute qu’il sera nécessaire de bien
communiquer auprès du public sur les objectifs de ces évolutions, notamment lorsque la pose des
ouvrages débutera, afin de rappeler la place du gaz dans le mix énergétique et les raisons pour
lesquelles il est nécessaire d’investir dans les infrastructures gazières.
GRTgaz estime que suffisamment d’études ont été menées à ce jour pour prendre des décisions. La
dernière étude, faite avec le cabinet Kema, a notamment permis d’examiner en profondeur les
contraintes techniques et celles du marché. Il ajoute que l’actualisation des coûts de cette étude
donne des chiffrages toujours différents, ce qui montre bien la grande difficulté de prévoir les coûts
liés à la mise en œuvre de mécanismes contractuels. GRTgaz rappelle que des investissements
lourds ont été, et seront encore, inévitables pour adapter le réseau français à une intégration
européenne.
Gazprom indique qu’il souhaiterait plus d’éléments permettant de quantifier les bénéfices
économiques attendus au regard des coûts investis.
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Présentation 3 : CRE – réflexions préliminaires (299,29 ko)
La CRE présente une première analyse des conséquences opérationnelles en cas de création d’un
PEG GRTgaz unique ou d’un PEG commun GRTgaz Sud – TIGF.
Deuxième échange avec les participants
TIGF indique que, de son point de vue, la mise en place d’un PEG commun GRTgaz Sud – TIGF ne
sera ni simple, ni rapide. Il souligne qu’il lui serait d’autant plus difficile de s’engager sur un tel projet
que TIGF doit déjà mener à terme deux chantiers importants : la mise en œuvre des codes de réseau
européens et le développement de son réseau.
Poweo indique qu’il faut développer en priorité ce qui coutera le moins cher pour le marché, cela
devrait donc commencer par la création d’un grand PEG Sud commun qui permettrait de baisser les
coûts d’accès aux réseaux de transport pour les expéditeurs et d’augmenter la liquidité. Il ajoute que
dans le cadre de la mise en œuvre des codes de réseau, il serait anormal que le marché supporte les
coûts de développement des SI de chaque transporteur alors que ces coûts pourraient être
mutualisés.
TIGF indique que, selon lui, aucun rapprochement de PEG ne pourra être techniquement possible
avant 2015, compte tenu des évolutions techniques et notamment SI nécessaires. Aujourd’hui, le plus
simple et le plus rapide à mettre en œuvre serait, selon TIGF, un market coupling entre les PEGs
GRTgaz Sud et TIGF.
GRTgaz estime que la création d’un PEG commun GRTgaz Sud–TIGF ne pose pas de problème
technique, la seule question à régler est celle de la gouvernance. Il ajoute que dans le cadre de la
mise en œuvre des codes de réseau, si la mise en œuvre d’un grand PEG Sud devait être décidée, il
ème
SI, en plus des SI des transporteurs déjà existants,
ne serait pas opportun de développer un 3
comme cela a été fait en Allemagne.
GRTgaz considère que, concernant les délais de mise en œuvre de la solution mixte pour la création
d’un PEG GRTgaz unique, l’horizon 2018 serait incompressible dans la mesure où aucune étude n’a
été menée sur sujet à ce stade.
Gazprom indique qu’il faudrait alors anticiper la fusion par des engagements de flux à long terme
jusqu’en 2016 et les réduire progressivement avec des engagements de flux mensuels ou trimestriels.
L’UNIDEN estime que la priorité doit être donnée à la création d’un PEG GRTgaz unique. Selon
l’Uniden, il est urgent d’augmenter la liquidité dans le sud de la France car les industriels sont
extrêmement pénalisés par la situation actuelle du marché.
Gas Natural Europe indique que la création d’un PEG GRTgaz unique et un PEG commun GRTgaz
Sud -TIGF ne sont pas incompatibles dans la perspective d’un grand PEG France.
Poweo indique, en réponse à une question de la salle, que de son point de vue, les coûts liés à la
mise en place des mécanismes contractuels vont nécessairement être répercutés dans le tarif
acheminement. En effet, si GRTgaz doit effectuer des appels au marché pour forcer le gaz à arriver à
certaines entrées du réseau, cela aura un coût, qui sera répercuté dans le tarif acheminement.
TGPL indique que les expéditeurs n’amèneront du GNL à Fos que si cela est économiquement
avantageux pour eux. Il ajoute par ailleurs qu’il serait certainement plus intéressant de placer le débat
à un niveau européen, via des initiatives régionales transfrontalières.
L’UNIDEN estime quant à elle qu’il y a déjà de réels progrès à faire au niveau français, avant de
s’interroger sur des initiatives transfrontalières.
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Annexe 1 : Participants
Organisme
Nom
AFG
Long LU
Alpiq
Michael HANOY
Alpiq
Natacha HAKWIK
Antargaz
Bruno VRIGNON
BP
Antonio CIAVOLELLA
BP
Benedicte de GELDER
CRE
Dominique Jamme
CRE
Naïma IDIR
CRE
Sébastien ZIMMER
CRE
Emmanuel BOUQUILLION
CRE
Alexandra HASSLER
CRE
Benoît ESNAULT
CRE
Saul PEDRAZA
Dalkia
Pierre BLANCHARD
DGEC
Thibaud DELVINCOURT
DGEC
Thomas PERTUISET
Dunkerque LNG
Christophe LIAUD
E.ON
Maud GIRARD
Econgas
Katia KRUTSENKO
EDF
Nicolas VARLET
EDF
Nabil MEZLEF
ELENGY
Philippe GENILLON
ELENGY
Pierre COTIN
Enagás
María Ágeles de VICENTE
ENDESA
Jean-Baptiste DECULTOT
ENDESA
Arnaud WYERS
ENI
Fernanda SCIANNA
Fluxys
Luc GOSSUIN
Fos Faster
Philippe CRACOWSKI
4/5
Fosmax LNG
Benoît LABAUNE
Gas Natural
Manuel CABANILLAS
Gazprom
Hubert GENTOU
Gazprom
Maxime BOURGEON
GDF Suez
Jean Marie TEIXEIRA
GDF SUEZ Infrastructures
Roman SIMCIK
GDF SUEZ Infrastructures
Claire ANCELIN
GrDF
Céline PATRIGEON
GRTgaz
Philippe-Jean GARNIER
GRTgaz
Pierre-Laurent LUCILLE
GRTgaz
Céline HEIDRECHEID
IBERDROLA
Aurora ALVAR MIRO
INEOS
Hugues de MONTESSUS
Poweo
Frédéric CONTIE
Powernext
Jean-Pierre GOUX
Powernext
Aude FILIPPI
Rio Tinto
Thomas GAND
SNCF
O. REYMONDON
Solvay
Claude CONRAD
Statoil
Poppy KALESI
St Gobain
D. MALGRANGE
St Gobain
Soumia LYAZID
Storengy
Valérie BEAUDICHON
Storengy
Nicolas BERNASCONI
TGP
Aurélie ABIAD
TIGF
Jean-Loup MINEBOIS
TIGF
Michel LAGACHE
Uprigaz
Alain RAOUX
5/5