Construisons le transport de demain

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1 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz Construisons le transport de demain

2 Carte du réseau de GRTgaz Dunkerque 570 (Taisnières H) Taisnières (Taisnières B) 230 Réseau principal Réseau régional 25 stations de compression Obergailbach stations de compression en construction Zone Nord points d interconnexion réseau 3 terminaux méthaniers 1 terminal méthanier en construction 370 Montoir de Bretagne Zone Sud Oltingue 14 stockages souterrains Sens du flux du gaz naturel Capacité ferme en GWh/jour Biriatou TIGF Larrau Fos-Tonkin Fos-Cavaou 410

3 Chiffres clés km canalisations haute pression 637 TWh transportés soit 56 Mds de m 3 dont : 463 TWh consommés 81 TWh stockés 93 TWh transités 514 TWh échangés au PEG 98 clients expéditeurs 808 clients raccordés 16 gestionnaires de réseau de distribution ; 792 consommateurs industriels dont 12 centrales de production d électricité collaborateurs 1,65 Md chiffre d affaires 666 M investissements

4 Sommaire Profil... 1 Le cadre du plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz... 2 Avant-propos du directeur général... 4 SYNTHÈSE Évolution et perspectives du marché du gaz en Europe Une consommation 2012 freinée par la crise et la concurrence du charbon Des écarts de prix élevés entre régions et entre court et long termes Des prévisions de demande à long terme incertaines en Europe Une production gazière européenne déclinante L organisation cible du marché gazier européen Le développement des infrastructures gazières en Europe Le plan décennal de développement des infrastructures gazières européennes Évolution et perspectives du marché du gaz en France Une consommation 2012 soutenue par une vague de froid de février Une demande stable à l horizon Les obligations de service public en cas de pointes de froid exceptionnelles L approvisionnement de la France en gaz naturel Le biométhane : une nouvelle source de gaz renouvelable L offre d acheminement de GRTgaz La demande de capacités sur le réseau de GRTgaz Une évaluation par l ENTSOG de la performance du réseau Le développement du réseau de transport de GRTgaz Développer le réseau de transport : processus et délais L évolution du portefeuille de projets Les développements en zone Nord Les développements en zone Sud Les ouvrages mis en service dans les trois ans Les ouvrages mis en service après Le développement prévisionnel des capacités ANNEXES A1. Interconnexions : utilisation et taux de souscription A2. La détermination des capacités commerciales du réseau A3. La réalisation des grands projets Glossaire Volet 1 : Carte du réseau de GRTgaz en 2013 Volet 2 : Carte du réseau de GRTgaz en 2022

5 GRTgaz Au service d un approvisionnement sûr et compétitif et de solutions énergétiques d avenir GRTgaz est l opérateur du réseau de transport de gaz naturel à haute pression sur la majeure partie du territoire français. Il contribue au bon fonctionnement du système gazier dont dépend l alimentation des consommateurs de gaz naturel : les sites industriels et les centrales utilisant le gaz pour produire de l électricité, directement raccordés au réseau de transport ; les particuliers, les collectivités et les entreprises desservis par les réseaux de distribution publique, eux-mêmes alimentés par le réseau de transport. Le réseau de GRTgaz est le plus long et l un des mieux interconnectés d Europe. 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, il permet d accéder à des sources de gaz diversifiées et facilite les échanges de gaz à l échelle européenne. Il contribue ainsi à la sécurité énergétique de la France et l Europe et à la construction d un marché du gaz naturel intégré, efficace et compétitif. La France et l Europe sont engagées dans une transition énergétique qui doit allier sécurité, compétitivité et durabilité. En Europe, des orientations pour l énergie et le climat à l horizon 2030 seront arrêtées d ici la fin de l année. Il en est de même en France où un débat national sur la transition énergétique est engagé. Quelles qu en soient les conclusions, les infrastructures gazières, et en particulier le réseau de transport, joueront un rôle essentiel pour relever ces défis et contribuer à la réussite de cette transition. L ambition de GRTgaz est de mettre le gaz naturel, son réseau et ses compétences au service d un approvisionnement sûr et compétitif et de solutions énergétiques d avenir. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

6 Le cadre du plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz 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 France (1) et le soumet pour examen à la Commission de régulation de l énergie (CRE). Le plan décennal de GRTgaz s inscrit dans le cadre des politiques énergétiques européenne et française. Il intègre les obligations faites aux transporteurs en matière de sécurité d approvisionnement. Il prend en compte les besoins et les projets des parties intéressées aux niveaux national, supranational et 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. L analyse et les projets présentés dans ce document concernent essentiellement le réseau principal. Le réseau de transport se décompose en effet en deux ensembles : Le réseau principal relie les points d interconnexion avec les réseaux de transport adjacents, les terminaux méthaniers et les stockages. Constitué de canalisations de 600 mm à 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 (2). 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. 2 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

7 L identification de nouveaux projets ou de nouveaux besoins s appuie sur un important dispositif de concertation : la «Concertation Gaz» en France, les initiatives gazières régionales (GRI (3) ) Nord-Ouest et Sud au niveau supranational, les travaux conduits sous l égide de l ENTSOG (4) pour élaborer les plans d investissement régionaux (GRIP) et le plan décennal de développement des réseaux européens, le Ten Year Network Development Plan (TYNDP) dont la troisième édition en consultation a été publiée le 21 février 2013, ainsi que des rencontres bilatérales avec des opérateurs adjacents. La CRE recueille l avis du marché, vérifie que les besoins d investissement sont bien couverts et s assure de la cohérence des projets de développements nationaux avec le plan de développement à dix ans du réseau européen (TYNDP). Elle contrôle la réalisation des investissements des trois premières années, qui sont engageants. Au sein de GRTgaz, le responsable de la conformité (5) vérifie la bonne exécution du 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 de développement prend en compte les résultats de la consultation publique réalisée par la CRE en novembre 2012 et la délibération de la CRE du 20 décembre 2012 (6). Il intègre les éléments contenus dans le plan de développement à dix ans du réseau européen élaboré par l ENTSOG (TYNDP) ainsi que les éléments apportés par les opérateurs adjacents. À cet égard, il faut rappeler qu une grande partie des ouvrages à construire ou à renforcer est 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 n engage pas la responsabilité de GRTgaz au-delà des obligations légales quant à la réalisation de tous les développements envisagés. (1) Directive européenne n 2009/73/CE et ordonnance n du 9 mai 2011 déclinant en droit français cette directive. (2) 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. (3) Gas Regional Initiative, mis en place en 2006 à titre de mesure intermédiaire dans la transition des marchés nationaux de l électricité et du gaz vers un marché intérieur unique de l énergie. La France participe à deux des trois régions définies pour le gaz. (4) European Network of Transmission System Operators for Gas, l association européenne des transporteurs de gaz naturel. (5) Claude Doerflinger : (6) Délibération de la Commission de régulation de l énergie du 20 décembre 2012 relative à l examen des plans décennaux de développement et portant approbation des programmes d investissements pour l année 2013 de GRTgaz. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

8 Avant propos La huitième édition du plan décennal de développement du réseau de GRTgaz intervient dans un contexte économique et gazier européen difficile et incertain. La crise économique persistante conjuguée à la perte de compétitivité relative du gaz pour produire l électricité affecte la consommation. Par ailleurs, le gaz naturel liquéfié, attiré par des prix élevés en Asie, déserte l Europe avec des effets importants sur les configurations de flux et les coûts d approvisionnement du Sud. Dans ce contexte, notre réseau de transport a fait la preuve en 2012 de sa robustesse, de sa fiabilité et de sa flexibilité en permettant de fortes variations des schémas d ap pro vi sion nement tout en servant le 8 février 2012 une pointe de consommation historique de 3,4 TWh. En 2012, les capacités à la liaison entre la zone Nord et la zone Sud ont été très sollicitées en raison du différentiel de prix entre le GNL et les importations par gazoducs. L accroissement des exportations de gaz vers la péninsule ibérique a également contribué à l augmentation du flux nord-sud. La réflexion sur une fusion potentielle des zones en France doit désormais intégrer ces nouveaux paramètres au regard des incertitudes et des coûts engendrés. Le développement de notre réseau s inscrit dans le cadre du renforcement de l intégration des marchés énergétiques souhaitée par les instances européennes et potentiellement de l accompagnement de la transition énergétique. Cependant le contexte économique, le manque de visibilité sur la place du gaz dans le mix énergétique de demain ainsi que les incertitudes sur l évolution du cadre régulatoire français et européen n incitent pas les parties prenantes à s engager dans ce développement. Le report des projets de renforcement d infrastructures gazières adjacentes ou l absence d intérêt du marché constatée lors des dernières consultations menées par GRTgaz attestent de cette difficulté. Le gaz naturel peut indéniablement être au service de la sécurité d approvisionnement de la France et de l Europe et de la compétitivité de nos industries. Il peut également, et il doit, jouer un rôle prépondérant dans la transition énergétique. Dans cette perspective GRTgaz se mobilise pour faciliter l émergence du biométhane et du Power to Gas et s engage auprès d autres transporteurs européens à faciliter le développement d un approvisionnement en gaz à bilan carbone neutre d ici à Il est toutefois fortement probable que certains projets listés dans ce plan décennal de développement ne voient pas le jour dans la prochaine décennie. Pour faciliter les développements des infrastructures gazières, il faut a minima que la place du gaz naturel soit durablement affirmée dans les politiques énergétiques en cours d élaboration en France et en Europe et que les conditions de rémunération des investissements soient incitatives et stables dans le temps. Du fait des fortes incertitudes sur les besoins de transport à terme, il est primordial d assurer une utilisation optimale et efficace des infrastructures existantes et de bien apprécier la pertinence économique des développements du réseau qui engageront la collectivité pour de nombreuses années. Ce huitième plan décennal de développement vise à y contribuer en apportant aux acteurs du marché un éclairage sur les infrastructures de transport nécessaires à la satisfaction de besoins potentiels. Je vous en souhaite une bonne lecture. Thierry Trouvé Directeur général 4 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

9 Synthèse GRTgaz a investi près de 1,2 milliard d euros au total en 2011 et 2012 pour renforcer ses infrastructures, développer ses capacités d échange et faciliter l accès au marché du gaz. Le réseau existant a démontré sa robustesse pour acheminer le gaz en période de pointe de froid, et sa flexibilité pour supporter des modifications significatives des schémas de fourniture de gaz en France, dans un contexte de baisse des livraisons de GNL au profit du gaz gazeux. Avec ses façades maritimes étendues et sa situation au centre des échanges nord-sud à l ouest de l Europe, la France a vocation à s inscrire dans la création d un marché fluide et interconnecté apte à sécuriser les approvisionnements et à favoriser la concurrence à une échelle européenne. À cet effet, près de 25 % de capacités supplémentaires devraient être créées à l horizon Au-delà de ces capacités, d autres besoins potentiels sont identifiés dans ce plan. S ils devaient tous se confirmer, les capacités d entrée et de sortie du réseau seraient accrues de près de 50 % par rapport à celles de Cela nécessitera des engagements de long terme des acteurs du marché, et un engagement durable de couverture des coûts correspondants par le tarif de transport. La consommation de gaz naturel a baissé en Europe La crise économique sévère qui frappe l Europe, conjuguée à la compétitivité du charbon américain, à l effondrement des prix du CO 2 et aux efforts de sobriété énergétique, conduit à une baisse significative de la consommation de gaz naturel en Cette situation a amené les acteurs du marché à revoir sensiblement à la baisse les prévisions de consommation de gaz naturel en Europe. Par rapport à l année 2012, GRTgaz a réduit en moyenne de 0,7 % par an le taux d évolution de la demande de gaz desservie par son réseau. Cela représente une diminution de la consommation de pointe sur son réseau de 230 GWh/j à l horizon Cependant, quels que soient les scénarios de demande retenus, les besoins de nouvelles importations de gaz en Europe restent importants à l horizon en raison de la décroissance de la production domestique. Le gaz naturel liquéfié est une ressource incontournable pour compléter le bilan européen à terme. Grâce à sa situation géographique particulièrement favorable, la France pourrait devenir une voie d importation privilégiée. Aujourd hui cependant, la forte demande de gaz liée à l accident de Fukushima au Japon et au dynamisme économique de la Chine déplace le marché du GNL vers l Asie et engendre des écarts de prix élevés entre les différentes places de marché internationales. Ceci se traduit par une baisse des livraisons de GNL d environ 25 % en Europe et de 35 % en France. Dans ce contexte, aucune décision d investissement ferme n a été prise pour des projets de nouveaux terminaux méthaniers et de stockages. On assiste au contraire à des fermetures temporaires ou de longue durée de sites de stockage comme de sites de centrales à cycle combiné gaz. On constate aussi la prévalence du court terme par rapport au long terme, les acteurs du marché étant réticents à s engager faute de vision sur l évolution du marché. L ensemble de ces facteurs nourrit un climat d incertitude peu propice aux investissements. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

10 L élaboration des politiques énergétiques française et européenne se poursuit La transition énergétique vers un modèle durable est au cœur des débats dans les régions, en France et en Europe. Les principaux enjeux ont été définis à l horizon 2020 et l horizon 2050 en cohérence avec les piliers de la politique énergétique européenne : sécurité d approvisionnement, compétitivité et lutte contre le réchauffement climatique sera une année charnière puisqu elle devrait permettre la définition des feuilles de route européenne et française à l horizon 2030, une échéance structurante pour les acteurs industriels : la Commission européenne doit proposer un cadre pour les politiques dans les domaines du climat et de l énergie à l horizon 2030 d ici la fin la France a engagé un débat national qui devrait aboutir à un projet de loi à l automne Le réseau de transport, une infrastructure essentielle pour la transition énergétique Au-delà de son rôle primordial pour la diversification et la sécurisation des approvisionnements, le réseau de transport sera avec le gaz naturel un des vecteurs majeurs de la transition énergétique. Le gaz naturel compte en effet de nombreux atouts. Il est abondant, à haute performance énergétique sur l ensemble de la chaîne, stockable, compétitif et faiblement émetteur de CO 2. Le gaz naturel pourrait contribuer avantageusement aux objectifs d efficacité énergétique et de réduction des émissions de gaz à effet de serre en remplaçant le fioul et le charbon et en accompagnant l émergence des énergies solaire et éolienne par nature intermittentes. Les filières biométhane, hydrogène et méthane renouvelable offrent en outre des perspectives prometteuses à terme pour disposer d une ressource domestique, renouvelable, proche des sites de consommation, et pour stocker et transporter l énergie solaire et éolienne excédentaire. Le réseau de transport de gaz est un corollaire indissociable de la valorisation optimale de l énergie gaz. Le plan décennal de GRTgaz : adapter le réseau aux évolutions du marché Après plusieurs années d investissements, notamment dans sa partie nord, le réseau de GRTgaz démontre sa fiabilité et son agilité à s adapter à des schémas de flux en constante évolution. Cependant, malgré une très forte utilisation de la liaison Nord Sud, les prix du gaz naturel en zone Sud, et plus largement dans la péninsule ibérique, sont restés supérieurs à ceux de la zone Nord en raison de la très forte dépendance au GNL de cette région. GRTgaz a entrepris en 2012 un important programme d investissements pour raccorder un nouveau terminal méthanier à Dunkerque et créer une nouvelle interconnexion avec la Belgique en zone Nord, et pour renforcer ses capacités de transport et d échange avec l Espagne via TIGF en zone Sud. Une fois ces investissements réalisés, le réseau de GRTgaz sera l un des plus performants selon les critères retenus par l ENTSOG dans son plan de développement européen à la fois par sa résilience et par son accès à des sources diversifiées. La volonté d intégrer plus largement les marchés européens et de faire de la France une voie privilégiée d accès au GNL pour l Europe pourrait constituer le fil directeur des futurs développements du réseau de GRTgaz. Néanmoins, les consultations des acteurs menées en amont de l élaboration de ce document n ont pas confirmé tous les besoins potentiels identifiés dans l édition précédente du plan décennal de dé ve lop pement du réseau de GRTgaz (cf. open seasons 2012 et 2013). 6 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

11 Les projets du plan de développement Les projets en zone Nord Les principaux projets décidés sont les suivants : le raccordement d un terminal méthanier à Dunkerque (fin 2015) conduit à renforcer le cœur de réseau en doublant l artère des Hauts de France (2015) sur 174 km entre les stations de Pitgam (Nord) et Cuvilly (Oise) et en créant l Arc de Dierrey (2015 et 2016) sur 308 km entre Cuvilly et Voisines (Yonne) ; l accroissement des capacités de la Belgique vers la France à Taisnières H (fin 2013) nécessite le doublement sur 50 km de l artère des Hauts de France et l adaptation de la station de Cuvilly ; la création d une nouvelle interconnexion de la France vers la Belgique (fin 2015) requiert une nouvelle canalisation, l artère des Flandres qui transporte du gaz non odorisé. Les besoins potentiels identifiés dans l édition précédente du plan décennal n ont pas tous été confirmés. La consultation menée en 2012 et 2013 conjointement par GRTgaz et Creos Luxembourg pour accroître la capacité d interconnexion de la France vers le Luxembourg n a pas validé l intérêt des acteurs du marché pour la capacité proposée. Le projet pourrait cependant être maintenu si le Luxembourg le confirmait au titre de la sécurité de son approvisionnement. La consultation conjointe de GRTgaz et FluxSwiss conduite en 2012 pour accroitre les capacités de la Suisse vers la France à horizon s est avérée infructueuse. GRTgaz et FluxSwiss envisagent de proposer une solution nécessitant moins d investissement et mieux adaptée à la demande. Les capacités correspondantes pourraient être mises en service à l horizon 2017, moyennant une confirmation de la demande avant fin L accroissement des capacités de sortie de la France vers l Italie via la Suisse, demandé par plusieurs expéditeurs par le passé, est conditionné à la possibilité d augmenter la capacité en Suisse. Compte tenu des incertitudes sur ce dernier point et du délai de construction des ouvrages, la date de mise en service de ces capacités est envisagée à l échéance du plan décennal. Enfin, l absence de manifestation d intérêt et la très faible probabilité d assister à moyen terme à un retournement de situation, nous amène à décaler de deux ans le besoin de flux physiques de la France vers l Allemagne. Ainsi, les besoins potentiels pris en compte sont : la création de capacités d entrée depuis la Suisse et l Italie (2017) ; le développement de capacités de sortie vers la Suisse (2022) ; l accompagnement des augmentations de capacité de regazéification du terminal méthanier de Montoirde-Bretagne (2018 et 2021) ; le développement de capacités de sortie vers l Allemagne à Obergailbach, qui implique au préalable de pouvoir transiter du gaz non odorisé (2020). Ces besoins conduiraient à l échéance du plan à doubler l artère de Beauce, et l artère reliant Morelmaison à Voisines, à créer une nouvelle artère entre Chémery et Dierrey et à renforcer certaines stations de compression. Les projets en Zone Sud Les principaux projets décidés sont les suivants : l accroissement des capacités d interconnexion avec l Espagne via TIGF, portées de 115 à 255 GWh/j dans le sens Espagne-France et de 100 à 165 GWh/j dans le sens France-Espagne en 2013 et 2015, qui ont conduit en 2013 à la mise en service d une nouvelle station de compression et d interconnexion à Chazelles (Charente) ; le projet Eridan, doublement de l artère du Rhône sur 220 km entre Saint-Martin-de-Crau (Bouchesdu-Rhône) et Saint-Avit (Drôme) qui renforcera l axe Sud Nord dans sa partie la plus méridionale et qui constitue un préalable nécessaire à la fusion à terme des zones Nord et Sud. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

12 Il est à noter que, compte tenu de difficultés techniques rencontrées sur le terrain, la mise en service d Eridan sera très probablement reportée de quelques mois (2017) et le coût à terminaison se situera dans la fourchette haute de l estimation faite lors de l émergence du projet (+ 30 %). Les différents acteurs du marché ont exprimé des besoins supplémentaires potentiels à horizon : développement des stockages d Etrez et de Manosque, augmentation des capacités de réception de GNL à Fos et accroissement des capacités d échange avec TIGF en cohérence avec le projet d interconnexion Midcat à l est des Pyrénées. Pour satisfaire ces besoins potentiels d accroissement de capacités d entrée au sud de la zone Sud, au-delà des 120 GWh/j créés par Eridan, le doublement de l artère entre Saint-Avit et Etrez (Arc Lyonnais) est nécessaire. Dans cette perspective, et en accord avec le régulateur, GRTgaz a initié la concertation avec les différentes parties prenantes. Compte tenu des caractéristiques de l ouvrage, la Commission nationale du débat public a été saisie et s est prononcée pour la tenue d un débat public. À la demande du Ministère et dans le cadre d une convention avec EDF, GRTgaz a par ailleurs étudié l alimentation de la Corse en gaz naturel, soit en la raccordant au futur gazoduc sous-marin Algérie-Sardaigne-Italie (GALSI) dont la décision de réalisation a été reportée à plusieurs reprises, soit à partir d une ou deux barges de regazéification de GNL. La création d une zone de marché unique En cohérence avec l organisation cible du marché gazier européen et afin de limiter la dépendance de la zone Sud au GNL, la CRE dans sa délibération du 19 juillet 2012 a retenu l orientation de fusionner les zones GRTgaz Nord et GRTgaz Sud au plus tard en Cette fusion suppose des investissements conséquents (doublement de l artère de Bourgogne entre Etrez et Voisine - projet Val de Saône), et un recours à des outils contractuels (flow commitments, ). Conformément aux termes de sa délibération, la CRE a lancé la réalisation d une étude coûts-bénéfices afin de définir le niveau optimal des investissements à réaliser pour créer un PEG Nord-Sud unique. Les résultats de cette étude sont attendus à l automne Parallèlement, GRTgaz et TIGF étudient les modalités d une fusion de leur PEG au sud de la France au 1 er avril 2015 conformément à la décision du régulateur. Cet aménagement contractuel ne requiert pas de développement du réseau. L adaptation des pratiques d odorisation Les différences de pratiques d odorisation sur le réseau principal sont un obstacle au développement de capacités fermes de la France vers l Allemagne ou de la France vers la Belgique. Les opérateurs de réseau de transport travaillent à l homogénéisation de ces pratiques dans le cadre de l élaboration du code de réseau sur l interopérabilité. Afin d évaluer l impact d une éventuelle évolution réglementaire GRTgaz a lancé en 2012 des études sur la décentralisation de l odorisation du gaz naturel sur son réseau. Les premiers travaux ont montré la nécessité d une large concertation. Ceci conduit GRTgaz à envisager avant toute étape engageante, la réalisation d installations pilotes avec le concours d un opérateur de réseau de distribution. L évolution des capacités d entrée et de sortie Des capacités d entrée accrues de 16 % à horizon 2017 (+ 475 GWh/j). Les renforcements décidés au 30 juin 2013 porteront les capacités d entrée à GWh/j d ici 2017 (gaz H + gaz B (7) ). Les capacités d entrée dans la zone Nord resteront prépondérantes : 81 %. Les capacités d entrée sous forme de GNL passeront de 28 % à 36 %. La flexibilité intra-journalière du réseau s accroîtra sensiblement ce qui permettra de mieux satisfaire les besoins de modulation des sites fortement modulés, notamment les CCCG. (7) Gas H : gaz à Haut Pouvoir Calorifique contenant généralement plus de 90 % de méthane. Gaz B : gaz à Bas Pouvoir Calorifique en provenance des Pays-Bas distribué sur le nord de la France.Ce gaz se distingue par sa teneur plus élevée en azote. 8 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

13 Des capacités de sortie accrues de 60 % à horizon 2016 (+ 340 GWh/j). Les renforcements décidés au 30 juin 2013 porteront les capacités de sortie à 888 GWh/j d ici Grâce à la création d un point de sortie à Veurne, alimenté par une canalisation transportant du gaz non odorisé depuis Dunkerque, GRTgaz acheminera pour la première fois 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. L évolution des capacités d entrée L évolution des capacités de sortie 5000 GWh/j 1250 GWh/j GNL: GWh/j Oltingue : +100 GWh/j Espagne : +255 GWh/j Obergailbach, Oltingue, PIR Midi GWh/j 3500 Dunkerque GNL: +250 GWh/j PIR Tainsière H : +50 GWh/j PIR Midi : +175 GWh/j Veurne : GWh/j PIR Midi : + 70 GWh/j Base GNL et PIR - Décidé GNL et PIR - Non décidé Base Décidé Non décidé : Le développement des capacités fermes d entrée et de sortie sur le réseau de GRTgaz Capacités d'entrée* 2013 Décidées Envisagées 2022 Norvège (Gassco) 585** Belgique 570 H** 230 B 50 H H 230 B Allemagne TIGF (Espagne) Terminaux méthaniers zone Nord Terminaux méthaniers zone Sud Total 2865 GWh/j GWh/j GWh/j GWh/j Capacités de sortie* 2013 Décidées Envisagées 2022 Belgique Suisse/Italie Espagne/TIGF Allemagne Total 548 GWh/j GWh/j GWh/j 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. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

14 1. Evolution et perspectives du marché du gaz en Europe Sous les effets conjugués de la crise économique qui frappe actuellement l Europe et de la perte de compétitivité du gaz face au charbon exporté des Etats-Unis, la consommation de gaz en Europe est en baisse. La mise en œuvre des orientations retenues en termes d efficacité énergétique et de développement des ENR peut limiter les usages du gaz naturel malgré ses atouts indéniables. Dans ce contexte les scénarios sont nombreux et divergents. Cependant, quelles que soient les hypothèses retenues, les prévisions de consommation sont revues à la baisse par rapport à l an dernier. En Europe, du fait de la décroissance de la production intérieure, les besoins d importation de gaz restent conséquents à l horizon De plus, les grandes différences de prix constatées sur les marchés internationaux confirment l importance de diversifier les sources d approvisionnement et d accroître la fluidité des échanges au sein de l Union européenne. Le programme d intégration du marché piloté par la Commission européenne se poursuit avec la finalisation de deux codes de réseaux (allocation des capacités et gestion des congestions) et l adoption d un Règlement concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes. Consciente des fortes contraintes financières et des enjeux économiques importants liés à l énergie, la Commission européenne encourage les acteurs du marché à développer des analyses coûts-bénéfices pour déterminer les projets les plus pertinents notamment dans le cadre du processus de labellisation des projets d intérêt commun. 11. Une consommation 2012 freinée par la crise et la concurrence du charbon 12. Des écarts de prix élevés entre régions et entre court et long termes 13. Des prévisions de demande à long terme incertaines en Europe 14. Une production gazière européenne déclinante 15. L organisation cible du marché gazier européen 16. Le développement des infrastructures gazières : une option sans regret 17. Le plan décennal de développement des infrastructures gazières européennes 10 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

15 11. Une consommation 2012 freinée par la crise et la concurrence du charbon Le gaz naturel représente environ le quart de la consommation européenne d énergie primaire. En 2012, la consommation des 27 pays de l Union européenne s est établie à 466 Gm 3, non corrigée du climat, en baisse de 2,2 % par rapport à 2011 selon Eurogas. Cette évolution s explique notamment par la crise économique et ses effets sur la demande industrielle et par la forte baisse de la consommation de gaz pour produire de l électricité au bénéfice du charbon. Aux Etats-Unis, le gaz de schiste se substitue en effet au charbon dont les exportations vers l Europe ont fortement augmenté, poussant les prix à la baisse : 130 dollars la tonne en mars 2011, moins de 85 dollars en mars 2012 selon l AIE. L effondrement du prix du CO 2, passé de 11,20 euros la tonne en 2011 à 6,40 euros fin 2012 et à moins de 5 euros depuis, accroît la compétitivité du charbon pour produire de l électricité au détriment du gaz naturel et de la réduction des émissions de CO 2. La demande de chauffage des secteurs résidentiel et tertiaire, soutenue par la vague de froid de février 2012, a compensé en partie ces évolutions. La consommation de gaz naturel progresse ainsi en Allemagne et en France, respectivement premier et quatrième marchés européens en volume. Elle recule au Royaume-Uni et en Italie, deuxième et troisième marchés de l Union, où la part de production d électricité à partir de gaz naturel est plus importante. La consommation de gaz en 2012* Evolution des prix du gaz et du charbon En Mds m Allemagne 83,0 84,2 Royaume Uni 83,8 79,2 Italie 76,3 73,4 France 43,9 45,6 Pays-Bas 39,2 38,2 Espagne 34,5 33,6 Total UE * Avant correction climatique Source Eurogas / MWh jan mars mai juil UK NBP sept nov jan mars mai juil sept nov Prix moyen du charbon importé Source SOeS Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

16 12. Des écarts de prix élevés entre régions et entre court et long termes Le développement du gaz de schiste aux États-Unis, devenus premier producteur mondial de gaz naturel, la baisse de la consommation en Europe et la forte demande en Asie se traduisent par des écarts de prix très importants entre les différents marchés mondiaux. Les prix spot ont chuté début 2012 à 2$/MMBtu aux Etats- Unis avant de remonter à 4$/MMBtu ce qui reste trois fois moins élevé qu en Europe et 4 fois moins élevé que le GNL importé au Japon à 16/MMBtu. De plus, en Europe, ces évolutions se sont traduites en 2012 par des différences entre les prix spot et les prix des contrats de long terme, largement indexés sur le pétrole, pouvant atteindre 6 /MWh. L évolution des prix de gros du gaz sur les principales places de marché mondiales 60 / MWh Europe (NBP) Japon (GNL) États-Unis (Henry Hub) nov. 97 nov. 98 nov. 99 nov. 00 nov. 01 nov. 02 nov. 03 nov. 04 nov. 05 nov. 06 nov. 07 nov. 08 nov. 09 nov. 10 nov. 11 nov. 12 Source : SOeS, World Data Bank (2012) L évolution des prix du gaz des contrats de long terme et des prix spot day ahead en Europe en / MWh BAFA TTF NCG PEG Nord NBP ZEEBRUGGE PEG Sud 20 jan fév mars 2011 avr mai 2011 juin 2011 juil août 2011 sept oct nov déc jan fév mars 2012 avr mai 2012 juin 2012 juil août 2012 sept oct nov déc Source : GRTgaz d après bourses électroniques et BAFA (Prix moyen des importations en Allemagne, représentatif des contrats long terme) 12 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

17 13. Des prévisions de demande à long terme incertaines en Europe Avec d une part, la crise économique et l essor des énergies renouvelables en Europe et d autre part, la mondialisation des marchés, ce dont témoignent l impact de Fukushima et des énergies non conventionnelles Nord américaines sur le GNL, le charbon et le pétrole, prévoir la consommation de gaz naturel à long terme s avère plus aléatoire que par le passé. L évolution des prévisions de référence de l AIE depuis 2010 illustre ces difficultés. Les prévisions de consommation de gaz de l Union Européenne en GM 3 /an 650 Gm 3 /an % -9% WEO 2010 WEO 2011 WEO % +6% +6% Source : World Energy Outlook 2010, 2011 et 2012 Les objectifs de l Europe à l horizon 2020 et 2050 L Europe s est fixée trois objectifs pour 2020 : réduire de 20 % ses 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. À l horizon 2050, la Commission européenne vise une division par 4 des émissions de gaz à effet de serre (facteur 4) tout en assurant la compétitivité et la sécurité de l approvisionnement en énergie. La Feuille de route pour l énergie à l horizon 2050 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 La part de l électricité dans la demande énergétique finale devrait quasiment doubler pour atteindre 36 à 39 % en La Commission européenne prévoit également de proposer d ici la fin de l année 2013, un cadre européen pour les politiques dans le domaine du climat et de l énergie à l horizon 2030 (9). «Le gaz sera essentiel dans la transformation du système énergétique» (10) Tout en rappelant l ampleur des incertitudes de nature à influer sur la demande d énergie d ici 2050 (11), la Commission européenne souligne que : «Le gaz sera essentiel dans la transformation du système énergétique» (12). Quel que soit le scénario appelé à se concrétiser, le gaz naturel pourrait occuper une place centrale dans le mix énergétique de demain pour réduire les émissions de CO 2 et sécuriser la production d électricité en appui des énergies renouvelables intermittentes. (8) Scénario New Policies (9) Livre vert. Un cadre pour les politiques en matière de climat et d énergie à l horizon /3/2013. (10) Infrastructures énergétiques Priorités pour 2020 et au-delà 17/10/2012 (11) Taux de croissance économique, prix des énergies, avenir du gaz de schiste en Europe, évolutions technologiques et comportementales, politique nucléaire des Etats membres, étendue des efforts pour atténuer les changements climatiques, etc. (12) Infrastructures énergétiques Priorités pour 2020 et au-delà 17/10/2012 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

18 Le gaz offre une grande souplesse et un rendement énergétique élevé, qu il s agisse de produire de l électricité, de chauffer des bâtiments ou de l utiliser comme carburant. À l horizon , des ressources gazières flexibles seront nécessaires pour accompagner la contribution croissante des énergies éolienne et solaire à 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 resteront la meilleure option pour pallier l intermittence de la production des sources solaires et éoliennes avec le maximum de souplesse et de rendement et le minimum d émissions. Les centrales à gaz émettent deux fois moins de CO 2 et trois fois moins de NOx que les centrales à charbon et les centrales à cycle combiné gaz offrent un rendement énergétique de l ordre de 55 % contre 35 % pour une centrale à charbon. Cela suppose toutefois que les normes applicables aux centrales au fioul et à charbon soient mises en cohérence avec les objectifs affichés par l Union européenne et que les émissions de CO 2 soient suffisamment pénalisées pour assurer la compétitivité du gaz naturel face au charbon. De plus, le transport de gaz par canalisations enterrées est un moyen sûr, économique et discret d acheminer et stocker de grandes quantités d énergie en respectant les riverains, les activités agricoles, les paysages et la biodiversité. Son efficience énergétique est particulièrement élevée : son exploitation ne consomme que 0,3 % de l énergie transportée. Stocker l électricité sous forme d hydrogène Les énergies éolienne et solaire produisent de l électricité à des moments où les consommateurs n en ont pas forcément besoin. Faute de solution de stockage, la production est arrêtée ou l électricité excédentaire perdue pour ne pas saturer le réseau électrique : cela alourdit le coût de revient déjà élevé de ces énergies. À l horizon 2050, dans un scénario de forte pénétration des capacités intermittentes, ces surplus de production pourraient s élever à près de 75 TWh (13). Une voie prometteuse serait d utiliser l électricité excédentaire pour produire de l hydrogène par électrolyse de l eau et l injecter dans les réseaux de transport de gaz. Les réseaux pourraient accueillir 6 à 10 % d hydrogène sans modification particulière. Cette solution permettrait en France de stocker environ 25 TWh/an d électricité excédentaire, non gérable par les autres filières de stockage de plus court terme (délestage, modulation de la consommation, exportation, ) conduisant à l injection d environ 20 TWh/an d hydrogène dans le réseau de gaz naturel. Par ailleurs, couplée à du CO 2, l hydrogène peut produire du méthane renouvelable présentant les mêmes qualités énergétiques que le gaz naturel. Ces solutions sont d autant plus intéressantes que les infrastructures gazières offrent des capacités de stockage importantes. Elles permettraient de maximiser la part d énergies renouvelables dans la consommation, de mieux rentabiliser la base de production et les infrastructures gazières existantes. (13) Étude par E-cubeStrategy Consultants pour le compte de GRTgaz. 14 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

19 14. Une production gazière européenne déclinante En 2012, une production en baisse de 5 % La production de l Union européenne (14) est restée la première source de gaz naturel avec un peu plus de 30 % des approvisionnements. Elle poursuit cependant son recul en raison du déclin des champs les plus matures. L année 2012 a été marquée par une baisse de l ordre de 25 % des livraisons de GNL, attiré par une demande soutenue et des prix plus élevés en Asie. La part du GNL est passée de 15 % à 13 % avec le Qatar pour premier fournisseur. Les principales sources d importation par gazoducs ont été la Russie avec 23 % des approvisionnements, la Norvège avec 21 % et l Algérie avec 9 %. L évolution des approvisionnements en gaz de l Europe en 2012 En Mds m Production UE Russie Norvège Algérie Qatar Nigeria Autres Total BP Statistical Review 2013 L approvisionnement gazier de l Europe en 2012 (en milliards de m 3 ) Terminal méthanier Terminal méthanier en construction GNL Approvisionnement par gazoducs NORVÈGE 107 QATAR 29,8 ALGÉRIE 10,3 NIGÉRIA 10,1 AUTRES SOURCES (ÉGYPTE, TRINITÉ ET TOBAGO) 10,2 PRODUCTION DE L UE 150 RUSSIE 106 ALGÉRIE 33 LIBYE 6 BP Statistical Review of World Energy 2013 (14) Eurogas 2012 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

20 À moyen et long terme : 85 % d importation en 2035? L érosion de la production de gaz naturel conventionnel de l Union européenne devrait se poursuivre dans les prochaines années pour s établir à environ 130 milliards de m 3 à l horizon 2020 et passer sous la barre des 100 milliards de m 3 en Les importations, qui représentent près des 2/3 des approvisionnements en 2012, pourraient atteindre 85 % en 2035 selon l AIE. Des incertitudes existent sur le niveau d importation de GNL. L Europe fait actuellement office de marché d équilibre résiduel, mais la situation pourrait changer avec l exportation de gaz de schiste liquéfié par les Etats-Unis. Cela pourrait constituer pour l Europe une source d approvisionnement compétitive et préférable au charbon sur le plan environnemental. La consommation et la production de gaz naturel de l Europe à horizon Par ailleurs, le développement de la production de biométhane et l exploitation de gaz de schiste en Europe pourraient réduire cette dépendance. La Grande-Bretagne et la Pologne ont décidé de lancer des projets pilotes. La Commission européenne devrait publier les résultats d une consultation publique conduite sur les gaz non conventionnels d ici la fin Gm 3 /an Consommation Production Source : World Energy Outlook IEA L organisation cible du marché gazier européen Dans ce contexte, la sécurité et la compétitivité des approvisionnements restent des priorités pour l Union européenne qui entend favoriser l accès à des sources de gaz naturel diversifiées, faciliter les arbitrages et renforcer ses marges de sécurité en développant ses infrastructures d importation, de stockage et de transport, en accroissant les capacités d échanges entre pays et l intégration des marchés. La définition d une organisation cible pour le marché gazier européen (Gas Target Model) et l adoption d ici 2014 de codes de réseaux pour harmoniser les règles d accès aux réseaux de transport et de fonctionnement des marchés soutiennent cette ambition. L organisation cible européenne préconise la création de zones «entrée-sortie» avec des points d échange virtuels (hubs) et une dimension suffisante pour permettre le bon fonctionnement du marché de gros du gaz naturel : une consommation annuelle supérieure à 20 Mds m 3, 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 (NBP) en Grande-Bretagne. Les capacités d interconnexion entre deux zones de marché sont vendues aux enchères de façon groupée (sortie d une zone + entrée dans la zone adjacente) au moyen d enchères organisées pour différentes échéances. 16 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

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