GRTgaz. au service d un approvisionnement sûr, compétitif et durable, et de solutions énergétiques d avenir

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3 PROFIL 1 GRTgaz au service d un approvisionnement sûr, compétitif et durable, 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 : l les sites industriels directement raccordés au réseau de transport, dont les centrales utilisant le gaz pour produire de l électricité ; l les particuliers, collectivités et entreprises desservis par les réseaux de distribution publique, eux-mêmes alimentés par le réseau de transport. Le réseau de GRTgaz est un réseau majeur au cœur de l 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, et récemment de la mer du Nord, qui peuvent recevoir 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. GRTgaz contribue ainsi à la sécurité énergétique de la France et de 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 devra allier sécurité, compétitivité et durabilité. Les infrastructures gazières, et en particulier les réseaux de transport, jouent un rôle clé pour relever ces défis et réussir la construction de systèmes énergétiques durables. L ambition de GRTgaz est de mettre son réseau, ses offres et ses compétences au service de solutions énergétiques d avenir en France, en Europe et dans le monde.

4 2 AVANT-PROPOS Avant-propos Ce onzième plan décennal de développement du réseau de GRTgaz coïncide avec l entrée de l industrie gazière dans une nouvelle période marquée par la mise en œuvre de la transition énergétique, alors qu aboutissent des efforts d investissements sans précédent dans les infrastructures gazières pour finaliser la formation d un marché gazier intégré et compétitif. Avec l adoption de la loi de transition énergétique pour la croissance verte en 2015 et la publication de la programmation pluriannuelle de l énergie en 2016, une route est tracée pour le secteur énergétique français. Les objectifs fixés pour 2018, 2023 et 2030 dessinent un autre monde, plus sobre, plus vert, mais les défis à relever sont immenses. La transition énergétique nécessite une approche transverse multi-énergie, où la complémentarité entre énergies, notamment gaz et électricité, et l articulation entre centralisé et décentralisé jouent un rôle clé. Thierry Trouvé, directeur général La transition énergétique nécessite une approche transverse multiénergie, où la complémentarité entre énergies, notamment gaz et électricité, et l articulation entre centralisé et décentralisé jouent un rôle clé. En cela, la couverture géographique et la flexibilité des infrastructures gazières existantes sont des atouts pouvant bénéficier à l ensemble du système énergétique. Ces dernières années, GRTgaz a réalisé des investissements significatifs pour augmenter la flexibilité de son réseau, en développant les interconnexions de notre pays avec la Belgique et l Espagne ainsi qu en renforçant son cœur de réseau pour accueillir le nouveau terminal méthanier de Dunkerque. Les investissements nécessaires à la création d un marché de gros français unique, ouvert et compétitif, se poursuivront jusqu en 2018 avec la mise en service du gazoduc Val de Saône. Ce réseau de transport de gaz, très flexible, joue un rôle clé pour accompagner une transition énergétique efficace et soutenable dans un contexte économique ralenti. Les avantages économiques et environnementaux du gaz en font une solution d avenir aux côtés des énergies renouvelables, dont le gaz renouvelable, lequel représentera 10 % de la consommation à l horizon Grâce à un faible taux d émissions de CO 2 et une quasi-absence de poussières et de particules, et en s appuyant sur des technologies déjà matures, le gaz peut se substituer à des énergies plus émettrices telles que le charbon pour la production d électricité, le pétrole pour la mobilité ou le fioul pour le chauffage, et ainsi contribuer à réduire efficacement les émissions de gaz à effet de serre et participer à l amélioration de la santé publique. GRTgaz a d ores et déjà adapté sa stratégie à ce nouvel environnement en passant au crible son plan de développement et ses processus. La baisse des approvisionnements en gaz B depuis les Pays-Bas représentera l un des principaux enjeux pour les infrastructures de gaz dans le Nord- Ouest européen. Au-delà de 2018, les projets actuellement recensés visent essentiellement à intégrer davantage les marchés du sud-ouest de l Europe. Ces projets aux investissements significatifs devront être appréciés en regard de la durabilité des besoins afin d éviter de faire peser trop fortement leurs coûts sur la dynamique de l économie européenne. À l opposé, un intérêt particulier est porté aux projets améliorant la flexibilité du système et permettant de réduire son empreinte carbone. Les réseaux doivent accueillir de nouvelles formes de production décentralisée : GRTgaz accompagne l évolution du réseau provoquée par le développement de moyens de production diffus de gaz renouvelable, et envisage pour la première fois des installations de rebours des réseaux aval vers les réseaux amont, permettant de maximiser la production d énergie décarbonnée. Enfin, les systèmes électriques et gaziers deviennent intelligents et complémentaires : GRTgaz explore les technologies innovantes telles que le Power to gas, qui offre une solution de gestion flexible des énergies renouvelables intermittentes. En apportant un éclairage sur les projets d infrastructures envisagés dans les prochaines années, ce plan de développement entend contribuer à la mise en perspective des enjeux liés aux infrastructures gazières. Je vous en souhaite une bonne lecture.

5 SYNTHÈSE 3 Synthèse Un outil de concertation Cette nouvelle édition du plan décennal de développement du réseau de GRTgaz est le fruit d une concertation toujours plus élargie et renforcée avec les acteurs du marché. Les éléments de vision prospective concernant la consommation de gaz et la production de gaz renouvelable ont été pour la première fois publiés dans le bilan prévisionnel pluriannuel de la demande de gaz en France sur la période , réalisé en commun par les opérateurs d infrastructures gazières (GRDF, GRTgaz, SPEGNN et TIGF). Pour le plan décennal de développement, ils sont établis au périmètre des zones alimentées par GRTgaz. Ce plan prend également en compte les résultats de la consultation publique menée par la CRE en 2015 ainsi que les projets communiqués à GRTgaz par les promoteurs d infrastructures gazières adjacentes. Les scénarios d évolution de la demande gazière et de la production ainsi que les développements d infrastructures identifiés dans ce plan seront utilisés dans le cadre de l élaboration par l Entsog du TYNDP 2018, le plan de développement des réseaux européens. Vers la sobriété énergétique Ces différents documents prospectifs sont des outils de construction et de dialogue essentiels avec toutes les parties prenantes, alors que les politiques énergétiques commencent à dessiner notre évolution vers un monde de sobriété énergétique aux modes de production renouvelés. La loi de transition énergétique pour la croissance verte fixe en effet un objectif de 10 % de gaz d origine renouvelable à l horizon 2030 et une baisse de 50 % de la consommation énergétique finale à l horizon La programmation pluriannuelle de l énergie introduit, quant à elle, des objectifs de baisse de la consommation primaire de gaz naturel de 9 à 16 % à l horizon 2023, hors gaz renouvelable. Les perspectives de demande ici présentées reflètent cette évolution en tenant compte des perspectives de développement des usages liés à la mobilité. La consommation de gaz s est établie à 461 TWh en 2015 en France, en légère hausse par rapport à l année La sensibilité des consommations au climat et la variabilité de la consommation de gaz pour la production électrique sont des facteurs importants expliquant cette variation. La consommation de gaz des centrales électriques est ainsi passée d un point extrêmement bas à 8 TWh en 2014 à une consommation de 21 TWh en 2015, avec un niveau de l ordre de 40 TWh attendu en Cependant, on peut observer depuis 2010 une baisse tendancielle de la demande de gaz en France, de l ordre de 1,2 % par an en moyenne, liée aux efforts d efficacité énergétique dans les secteurs résidentiel et tertiaire et aux effets de la crise économique sur l industrie. À l horizon 2035, compte tenu des incertitudes pesant sur la place du gaz dans le mix pour la production d électricité, la demande de gaz pourrait être comprise entre 336 TWh dans le scénario le plus bas et 516 TWh dans le scénario le plus élevé. Les scénarios ont été revus à la baisse par rapport à l année dernière, en particulier pour la production d électricité à partir de gaz, mais l incertitude sur ces trajectoires reste en revanche toujours aussi grande. ÉVOLUTION DES SCÉNARIOS DE CONSOMMATION ANNUELLE DE GAZ ENTRE 2015 ET 2016 En TWh/an A variante haute 2015 référence A variante basse B variante haute 2015 usage diversifié C variante haute 2015 moins 30 Le développement des infrastructures L ouverture des marchés de l énergie, il y a plus de dix ans, a nécessité un programme d investissement massif que GRTgaz s apprête à achever en Les développements, réalisés sur la base de consultations engageantes du marché ou d analyses coûts bénéfices, ont permis de simplifier l accès au marché en passant de cinq zones en 2009 à deux zones en 2015, et bientôt une zone unique en 2018 et de donner accès à un gaz plus compétitif en développant l accès au marché mondial du GNL avec les terminaux méthaniers de Fos, Montoir et Dunkerque et en augmentant les interconnexions avec les réseaux européens adjacents. Après les développements des capacités d entrées depuis l Allemagne, la Belgique et l Espagne, des capacités de sortie vers l Espagne et la Belgique, c est en 2018 un nouveau point d entrée depuis la Suisse et l Italie qui sera créé. Au-delà de la création de ce point et de la fusion des zones en 2018, la sécurité d approvisionnement de la France n appelle pas d autres investissements. La CRE a confirmé cette analyse dans son

6 r apport sur «Les interconnexions électriques et gazières» publié en juin Les renforcements d interconnexions avec l Espagne et l Allemagne sont reconnus comme projets d intérêt commun et s inscrivent dans le développement du corridor Nord-Sud à l ouest de l Europe, un des axes prioritaires d intégration des marchés de l énergie appelés par l Union européenne. Ces projets requièrent des investissements très significatifs, avec le renforcement de l axe du Rhône et la modification des pratiques d odorisation. Leur réalisation nécessiterait au préalable un appel au marché. Ces projets font également l objet d analyses coûts bénéfices, comme le prévoit le règlement européen relatif aux infrastructures énergétiques. Par ailleurs, les projets d extension de terminaux méthaniers français mentionnés dans le plan précédent restent d actualité, mais à une échéance reportée d une année. Un des principaux enjeux de la politique énergétique européenne est la sécurité d approvisionnement. De nouvelles sources d importation de gaz seront nécessaires pour faire face à la baisse annoncée de production propre de gaz. Le déclin du champ de production de gaz B à Groningue, aux Pays-Bas, aura un impact direct en France, dont environ 10 % de la consommation de gaz provient de ce champ. Les pouvoirs publics ont décidé par décret en mars 2016 la conversion de ces consommateurs de gaz B au gaz H sur une période s étalant de 2018 à 2029, avec une phase pilote entre 2016 et GRTgaz présente ici les détails du plan de conversion soumis par les opérateurs d infrastructures gazières aux autorités et les impacts possibles sur son réseau et son offre. Ces éléments seront susceptibles d être modifiés avant leur approbation finale par l État. Enfin, l objectif fixé dans la loi de transition énergétique pour la croissance verte d atteindre 10 % de gaz renouvelable à l horizon 2030 amènera le réseau à accueillir de nouveaux moyens de production (biométhane ou gaz de synthèse). Près de 600 unités d injection de biométhane, principalement sur le réseau de distribution, seraient nécessaires à l horizon 2025 dans ce but. GRTgaz apporte dans ce plan un premier éclairage détaillé sur l impact que pourraient avoir ces nouveaux raccordements sur son réseau, et en particulier sur des installations rebours qui pourraient s avérer nécessaires pour permettre au gaz de remonter dans le réseau en cas de surplus de production locale. Un dialogue nourri avec toutes les parties prenantes sera nécessaire pour mieux apprécier ces impacts. Au-delà, GRTgaz explore dès aujourd hui les technologies de demain, avec un premier démonstrateur industriel en France du Power to gas. Le projet Jupiter 1000 mettra en œuvre d ici 2018 une solution innovante de production d hydrogène par électrolyse, associée à un processus de méthanation et à un captage de CO 2.

7 SYNTHÈSE 5 LE DÉVELOPPEMENT DES CAPACITÉS FERMES D ENTRÉE ET DE SORTIE Capacités d entrée GWh/j 2016 (1) Décidées Envisagées 2025 Norvège (Gasco) Belgique (gaz H) (3) Belgique (gaz B) (4) Espagne (via le réseau de TIGF) Suisse/Italie (2) 100 Terminaux méthaniers Nord Terminaux méthaniers Sud Total Capacités de sortie GWh/j 2016 Décidées Envisagées 2025 Belgique Allemagne Suisse/Italie Espagne (via le réseau de TIGF) Total (1) Création d une Trading Region TIGF-GRTgaz Sud le 1 er avril (2) Auxquels peuvent s ajouter 100 GWh/j interruptibles. (3) Gaz H : gaz à haut pouvoir calorifique contenant généralement plus de 90 % de méthane. (4) Gaz B : gaz à bas pouvoir calorifique en provenance des Pays-Bas, distribué dans le Nord de la France. Ce gaz se distingue par sa teneur plus élevée en azote.

8 Le cadre du plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz GRTgaz élabore chaque année un plan décennal de développement de son réseau de transport de gaz en France et le soumet pour examen à la Commission de régulation de l énergie (CRE). Il répond en cela à une obligation légale inscrite dans le Code de l énergie, qui transpose en droit français la directive européenne fixant les conditions d accès aux infrastructures gazières et les règles communes applicables au marché intérieur du gaz naturel (1). En 2015, ce code a été amendé suite à la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte (2) pour introduire, en complément du plan décennal, un bilan prévisionnel pluriannuel (3). Ce bilan est rédigé conjointement par les gestionnaires de réseaux de transport et de distribution de gaz (GRTgaz, TIGF, GRDF et SPEGNN pour les ELD). Ils s appuient pour ce faire sur la programmation pluriannuelle de l énergie (PPE) mise en consultation le 1 er juillet Le plan décennal de GRTgaz s inscrit donc dans le cadre des politiques énergétiques européenne et française. 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. Le plan 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. l Il identifie les principales infrastructures de transport de gaz à construire ou à renforcer dans les dix ans à venir. l Il répertorie les investissements décidés ou à réaliser dans un délai de trois ans. l 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 : l le réseau principal relie les points d interconnexion avec les réseaux de transport adjacents, les terminaux méthaniers et les stockages. Constitué de canalisations de 450 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 réalisés sur le cœur de réseau bénéficient potentiellement à tous les points d entrée et de sortie dans la zone d équilibrage concernée (4). l 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 particuliers, le gaz y circule dans un seul sens. 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) (5) Nord- Ouest et Sud au niveau supranational. Au niveau européen, GRTgaz participe aux travaux conduits sous l égide de l Entsog (6) 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 quatrième édition a été publiée en mars 2015 et dont la cinquième édition, en cours de rédaction, est attendue en décembre Enfin, le dispositif inclut des échanges bilatéraux avec des opérateurs ou promoteurs de projets d infrastructures adjacentes. 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 développement 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 (7) 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 2015 et la délibération de la CRE du 17 décembre 2015 (8). Il a fait l objet d une concertation en coordination avec TIGF. Il s appuie également sur les modèles élaborés 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. Il prend en compte le rapport publié par la

9 LE CADRE DU PLAN DÉCENNAL DE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE TRANSPORT DE GRTgaz 7 CRE au mois de juin 2016 sur les interconnexions électriques et gazières en France. Enfin, il intègre les éléments contenus dans le bilan prévisionnel 2016, intitulé «Perspectives gaz naturel & renouvelable», publié le 27 octobre 2016 en collaboration avec TIGF, GRDF, et SPEGNN après une réunion de concertation le 23 juin 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. 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 et ne sont donnés qu à titre indicatif. (1) Article L du Code de l énergie, créé par l ordonnance n du 9 mai 2011 art. (V), qui transpose en droit français la directive européenne n 2009/73/CE, et modifié par la loi n du 17 août 2015 art (2) Loi n du 17 août (3) Article L du Code de l énergie, créé par la loi n du 17 août 2015 art. 176 (V). (4) 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 en 2015 deux zones d équilibrage : la zone Nord et la zone Sud. (5) 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. (6) European Network of Transmission System Operators for Gas : l association européenne de transporteurs de gaz naturel. (7) Bertrand Lombard : bertrand.lombard@grtgaz.com (8) Délibération de la Commission de régulation de l énergie du 17 décembre 2015 relative à l examen du plan décennal de développement et portant décision d approbation du programme d investissements pour l année 2016 de GRTgaz.

10 1 LE MARCHÉ DU GAZ AUJOURD HUI 1.1 La demande de gaz en Europe et dans le monde 1.2 La demande de gaz en France et dans les territoires 1.3 Les usages du gaz 1.4 Un approvisionnement de l Europe et de la France stable et diversifié 1.5 Baisse mondiale des prix de l énergie 1.6 Des hubs européens liquides et bien interconnectés 1.7 Le marché mondial du GNL 1.8 Les infrastructures de gaz en Europe 1.9 L offre d acheminement de GRTgaz 1.10 Acheminement du gaz : évolution des flux 1.11 L utilisation des infrastructures 1.12 L analyse des souscriptions par points d entrée/sortie Sous les effets conjugués du ralentissement économique, des efforts d efficacité énergétique et d un climat de plus en plus chaud, la consommation de gaz naturel a baissé ces dernières années en France et en Europe, malgré un rebond de 3,4 % en France en Ce rebond est principalement lié à la reprise de la production d électricité à partir de gaz naturel, redevenue compétitive face au charbon. La consommation de gaz pour la production centralisée devrait ainsi atteindre un maximum historique en 2016, avec déjà plus de 35 TWh consommés. À la suite du pétrole, les prix du gaz naturel poursuivent leur baisse. Le ralentissement de la demande de gaz en Asie et l entrée en production de nouvelles usines de liquéfaction pour l export en Australie et aux États-Unis ont entraîné une chute des prix du GNL, de plus en plus alignés sur les prix européens, favorisant ainsi son retour en Europe. Ces nouvelles capacités de production sont concomitantes à la mise en service cette année du nouveau terminal méthanier de Dunkerque. L accès à ce nouveau terminal pour le PEG Nord et la création de nouvelles capacités de sortie vers la Belgique viennent enrichir l offre de transport de GRTgaz. La simplification du marché du gaz en France s est poursuivie avec le lancement réussi en 2015 de la Trading Region South, opérée conjointement par GRTgaz et TIGF. Le réseau de transport de GRTgaz a prouvé une nouvelle fois sa faculté à répondre aux besoins de flux Nord-Sud, alors que les imports de GNL ont atteint leur point bas en GRTgaz poursuit ses efforts pour maximiser les capacités Nord-Sud et garantir à tous l accès à des sources d approvisionnement compétitives et diversifiées.

11 LE MARCHÉ DU GAZ AUJOURD HUI LA DEMANDE DE GAZ EN EUROPE ET DANS LE MONDE Le gaz représente le quart de la consommation totale d énergie dans le monde. C est la troisième source d énergie après le pétrole et le charbon, avec de larges disparités selon les régions : si le gaz est la première source d énergie en Russie et au Moyen-Orient, il n en est pas de même pour l Amérique du Nord et l Europe, plus dépendants du pétrole, ou pour l Asie, où le charbon reste l énergie dominante. La consommation mondiale du gaz est tirée par la demande en Amérique et en Asie, sous l effet conjugué d une forte croissance économique et démographique, associée à des prix du gaz relativement bas. Elle ralentit cependant en Asie depuis 2013 avec seulement 0,5 % d augmentation annuelle en 2015, contre plus de 5 % les années précédentes, sous l influence d un climat doux, de la relance de la production nucléaire au Japon et du ralentissement de la croissance économique. Les États-Unis profitent de prix de gaz très bas grâce au fort développement des gaz non conventionnels pour développer les industries gazo-intensives et, en particulier, la production d électricité au gaz, souvent en remplacement du charbon. Elle repart légèrement à la hausse en Europe du fait du climat, sans pour autant modifier la tendance d un fort recul sur les cinq dernières années. L Union européenne représente 12 % de la consommation mondiale de gaz naturel. La consommation de gaz y a connu une légère reprise en 2015, à la faveur d un hiver froid et d une reprise de la production d électricité à partir de gaz. Cependant, la demande reste orientée à la baisse avec une diminution de 20 % depuis Le marché du gaz en Europe est un marché mature où à un climat économique plutôt morose s ajoute un manque de compétitivité pour la production d électricité face à d autres sources d énergie, particulièrement le charbon, matérialisé par la mise sous cocon de nombreuses centrales à gaz. ÉVOLUTION DE LA CONSOMMATION BRUTE ENTRE 2010 ET 2015 Zone Évolution (en %) CONSOMMATION NON CORRIGÉE DU CLIMAT (Eurogas) En Gm 3 /an Évolution Allemagne 76,4 79,9 5 % Royaume-Uni 71,5 71,8 0 Italie 60,7 66,2 9 % France 38,6 41,6 8 % Pays-Bas 34,5 34,2-1 % Espagne 27,9 29,2 5 % UE ,4 426,3 4 % PART DE LA PRODUCTION ÉLECTRIQUE DANS LA CONSOMMATION DE GAZ EN EUROPE EN 2014 (Eurogas Statistical Report 2015) France Allemagne Pays-Bas Italie R-U Espagne Grèce Moyenne UE 0 % 10 % 20 % 30 % 40 % 50 % 60 % 70 % 80 % 90 % 100 % n Production électrique n Autres CONSOMMATION MONDIALE DE GAZ NATUREL (BP Statistical Review 2016) En Gm 3 /an Amérique du Nord 13 % Amérique centrale et du Sud 16 % Union européenne (28) - 20 % Europe autres - 2 % Moyen-Orient 23 % Asie Pacifique 21 % Afrique 26 % Total 8 % Amérique du Nord Amérique centrale et du Sud UE 28 Europe autres Moyen-Orient n 2010 n 2011 n 2012 n 2013 n 2014 n 2015 Asie Pacifique

12 1.2 LA DEMANDE DE GAZ EN FRANCE ET DANS LES TERRITOIRES La consommation brute de gaz naturel a progressé de 8 % en 2015, comparée à 2014, pour s établir à 421 TWh sur la zone GRTgaz. Si les températures ont été légèrement moins chaudes qu en 2014, cette reprise est principalement liée à celle de la demande des centrales électriques au gaz. L année 2015 est restée marquée par des températures chaudes, en particulier au cours du second semestre, alors que le premier semestre a été proche de la normale des températures. La baisse de consommations thermosensibles, notamment des secteurs résidentiel et tertiaire en fin d année 2015, a été compensée par la reprise de la demande des centrales électriques au gaz. Corrigée du climat, la consommation a progressé de 3,4 % en 2015, à 435 TWh sur le réseau de GRTgaz et 461 TWh en France, avec : l une stabilité des consommations des clients industriels directement raccordés au réseau de GRTgaz, hors centrales électriques et sites cogénérateurs. (+ 0,15 % par rapport à 2015) ; l une reprise significative de la demande de gaz pour les centrales électriques et les sites cogénérateurs directement alimentés par GRTgaz fin 2015 (+ 79,4 %, comparé à 2014) ; l une légère baisse pour les distributions publiques (de l ordre de 0,2 % par rapport à 2014). Une consommation plus forte dans le Nord et l Est Les régions les plus consommatrices de gaz sont l Ile-de-France (16,2 %), l Alsace Champagne- Ardenne Lorraine (14,5 %) et le Nord-Pas de Calais Picardie (13,9 %), suivies de l Auvergne Rhône-Alpes (11,2 %) et de la Normandie (9,8 %). Ces cinq régions totalisent plus de 67 % de la demande de gaz française en raison de leur forte population, de leur importante industrialisation et de leur exposition à un climat plus rude en hiver. ÉVOLUTION DE LA CONSOMMATION TOTALE DE GAZ EN FRANCE, CORRIGÉE DU CLIMAT En TWh ,2 %/an Sur le premier semestre 2016, sauf en janvier et février, très cléments, les températures observées ont été proches des normales. Sur cette période, la consommation a repris 1,6 % par rapport à 2015, sans pour autant rejoindre le niveau Sur la période 2007 à 2015, on observe une érosion régulière de la demande de gaz liée à la mise en œuvre progressive de différents gestes d efficacité énergétique, notamment dans les secteurs résidentiel et tertiaire. Cette érosion globale a été cependant atténuée par périodes grâce à l émergence de la demande de gaz pour la production d électricité entre 2008 et 2012 ainsi que la reprise de cette demande depuis 2015 à la faveur de prix du gaz redevenus compétitifs pour la production d électricité, comparés aux prix de marché de l électricité produite. ÉVOLUTION DE LA CONSOMMATION BRUTE SUR LA ZONE GRTgaz En TWh n Distribution publique n Clients industriels transport n Production d électricité centralisée

13 LE MARCHÉ DU GAZ AUJOURD HUI 11 VOLUMES ACHEMINÉS EN GAZ PAR RÉGION EN 2015, CORRIGÉS DU CLIMAT En TWh Bretagne 3,3 % 15,4 TWh < à à à 60 > 60 9,8 % 45,7 TWh 4,9 % 22,7 TWh Pays de la Loire Basse et Haute- Normandie Aquitaine + Limousin + Poitou-Charentes 6,3 % 29 TWh Nord-Pas-de-Calais + Picardie 13,9 % 64,6 TWh Ile-de-France 16,2 % 75,2 TWh Centre Val de Loire 3,5 % 16 TWh Languedoc-Roussillon + Midi-Pyrénées 4,4 % 20,5 TWh Alsace + Champagne-Ardenne + Lorraine 14,5 % 67,5 TWh Bourgogne + Franche-Comté 4,4 % 20,5 TWh Auvergne + Rhône-Alpes 11,2 % 52,1 TW/h Provence-Alpes- Côte d Azur 7,6 % 35,2 TWh Le gaz naturel à la place du charbon ou du fioul : des émissions de CO 2 évitées! La combustion du gaz n émet pas de poussière et évite l émission de 45 % de CO 2, comparée au charbon, et de 35 %, comparée au fioul, avec une baisse des émissions de NO x de 70 % et de 80 % pour le SO 2. De plus, le gaz n a pas besoin d être stocké sur place et ses installations ne nécessitent qu une maintenance réduite. En 2015, les conversions de clients raccordés à notre réseau ont représenté 4,4 TWh évitant ainsi l émission de tonnes de CO 2, soit une contribution équivalente à celle d environ éoliennes de 2 MW. Dynamisées par la baisse du prix du gaz, les centrales à gaz ont produit 22,1 TWh en 2015, soit 65 % de l électricité française d origine thermique, évitant l émission de 14 millions de tonnes de CO 2 par rapport à une production au charbon.

14 1.3 LES USAGES DU GAZ UTILISATION DU GAZ EN EUROPE EN 2014 UTILISATION DU GAZ EN FRANCE EN 2015 (Eurogas, Statistical Review 2015) (Bilan prévisionnel 2016) 0 % 2 % 23 % 11 % 0 % 37 % TWh 41 % 461 TWh 34 % 33 % 18 % n Résidentiel et commercial n Industrie n Production électrique n Mobilité n Autres n Résidentiel n Tertiaire n Industrie n Production électrique et cogénération n Mobilité n Autres RÉPARTITION DES CONSOMMATIONS INDUSTRIELLES EN 2015 n Automobile/pneumatiques : 4,3 TWh n Papier/carton: 9,9 TWh n Industries agroalimentaires : 34,5 TWh n Verre : 7,7 TWh 31 % 4 % 10 % 2 % 6 % 172 TWh 16 % 20 % 4 % 7 % Eau Parts de consommation Chauffage chaude sanitaire n Matériaux non métalliques : 12,1 TWh n Métallurgie : 27,6 TWh n Chimie et pétrole : 52,8 TWh n Raffinage : 16,5 TWh n Divers : 6,3 TWh Cuisson Autres (dont cogénération) Résidentiel 83 % 11 % 6 % - Tertiaire 74 % 14 % 7 % 5 % La part de la demande de gaz pour la production d électricité (10,5 %) est moins marquée en France que dans le reste de l Europe, en particulier en raison de l importance de la production électronucléaire en France. Le gaz naturel est essentiellement utilisé dans les secteurs résidentiel et tertiaire pour le chauffage, l eau chaude sanitaire et la cuisson. Dans l industrie, il est utilisé dans les procédés de chauffage (chauffage de liquide, souvent de l eau ; maintien en fusion, comme pour le verre, mais également chauffage d éléments solides, comme en sidérurgie et en métallurgie), de cuisson (notamment dans les industries chimique et agroalimentaire, ou celle des matériaux, avec les briques et les tuiles), de traitement de surface (notamment en métallurgie, dans l automobile ou l agroalimentaire). Mais le gaz est également utilisé autrement que pour la chaleur liée à son contenu énergétique, il sert par exemple de matière première dans la chimie lourde et le raffinage, sous forme de production d hydrogène. La nécessité d une diversification du mix énergétique du secteur des transports en Europe conduit au développement de l utilisation du gaz comme carburant pour les véhicules. Les réseaux de transport et de distribution de gaz se développent donc pour l alimentation de stations d avitaillement de véhicules en gaz comprimé.

15 + LE MARCHÉ DU GAZ AUJOURD HUI 13 La mobilité gaz STATIONS PUBLIQUES GNV EN 2015 X / 1 million Autriche 21 Suisse 17 Italie 16 Suède 16 Bulgarie 14 Allemagne 10 Pays-Bas 8 Rép. tchèque 6 Finlande 4 Slovaquie 2 Danemark 1 Belgique 1 Pologne 1 France <1 Espagne <1 Hongrie <1 Portugal <1 TENDANCES 1,3 million de véhicules roulent au gaz en Europe Plus de stations GNC installées en Europe SYNTHÈSE Un carburant compétitif au service d une technologie mature, avec : l - 25 % d émissions de CO 2 pour le gaz naturel par rapport à l essence ; l - 80 % d émissions d oxyde d azote par rapport au carburant liquide ; l - 95 % d émissions de poussières et de particules fines.

16 La production d électricité à partir de gaz naturel En 2016, 14 tranches à cycles combinés au gaz (CCCG) sont raccordées au réseau de transport de gaz, en incluant la centrale de Bouchain (575 MWe), inaugurée à l été 2016, représentant une puissance installée de l ordre de 6,3 GWe. Trois sites (Gennevilliers, Montereau, Vitry-sur-Seine) accueillent des turbines à combustion (TAC) au gaz avec une puissance cumulée de l ordre de 0,8 GWe. En 2018, la production d électricité centralisée installée pourrait être complétée par la mise en service de la centrale de Landivisiau (422 MWe), près de Brest. Les installations de cogénération représentent une puissance installée de 4,7 GWe, avec 873 sites cogénérateurs sur le territoire. La production de chaleur, de l ordre de 15 TWh, correspond à 3 % du besoin national, celle d électricité, de l ordre de 12 TWhe, correspond à près de 2,4 % de la consommation nationale d électricité. Ces installations correspondent aux sites identifiés comme sites cogénérateurs raccordés aux réseaux de transport ou aux réseaux de distribution, mais aussi celles dont la consommation correspondant à l usage cogénération a été estimée (petites et moyennes cogénérations dispersées dans le secteur diffus des distributions publiques). Depuis le second semestre 2015, on observe une nette reprise de la demande de gaz pour la production d électricité, alors qu en 2014 la demande avait atteint un niveau d étiage à 8 TWh. Cette reprise est directement liée à des écarts de prix du gaz et de l électricité favorables à la production d électricité à partir du gaz. La demande en gaz pour les centrales électriques a atteint 21 TWh en 2015, et le niveau sur le premier semestre de 2016 est déjà de 15 TWh, augurant d une demande annuelle de 30 TWh. Les cogénérations ont représenté, par ailleurs, en 2015 une consommation de gaz de l ordre de 30 TWh, dont 15 TWh sur les réseaux de distribution. CONSOMMATION DE GAZ POUR LA PRODUCTION D ÉLECTRICITÉ CENTRALISÉE En TWh/an n Production d électricité centralisée Landivisiau Montoirde-Bretagne 1 2 DK Pont-sur-Sambre Bayet n Estimation 2 Bouchain 1 1 Toul Combigolfe Martigues 1 Blénod 1 Cycofos 2 Émile Huchet Centrale en service au 1 er janvier 2016 Centrale en projet ou en construction Nombre de groupes par site

17 LE MARCHÉ DU GAZ AUJOURD HUI UN APPROVISIONNEMENT DE L EUROPE ET DE LA FRANCE STABLE ET DIVERSIFIÉ L Union européenne est l un des principaux marchés importateurs de gaz. Elle doit importer près de 75 % de ses besoins en gaz naturel et s appuie pour cela sur des sources d approvisionnement stables et diversifiées. La production propre de l Union européenne est en baisse depuis plusieurs années (- 8 % en 2015 par rapport à 2014, - 22,7 % depuis 2010), en particulier aux Pays-Bas et au Royaume-Uni. Pour y faire face, le volume des importations a dû augmenter. La Russie devient pour la première fois en 2015 la principale source de gaz naturel pour l Union européenne, comptant pour 30 % des approvisionnements, et passe ainsi devant la production de l UE (27 %), de la Norvège (26 %) et de l Algérie (7 %). APPROVISIONNEMENT FRANCE (SOeS) 22 % 0 % 1 % 1 % 2 % 510 TWh 9 % 11 % 11 % 42 % n Norvège n Russie n Pays-Bas n Algérie n Swap n Nigéria n Qatar n Égypte Les livraisons de GNL en Europe sont restées faibles en 2015 avec 47,5 Gm 3, contre 45 Gm 3 en Cette légère reprise devrait se confirmer dans les années à venir. Le GNL ne représente que 10 % des approvisionnements européens en 2015, dont la moitié est fournie par le Qatar. La France bénéficie également, de par sa situation géographique, d un approvisionnement large et diversifié. Elle est connectée à la Norvège et ses voisins de l Union européenne par gazoducs, et au reste du monde par quatre terminaux méthaniers. APPROVISIONNEMENT EUROPE (BP Statistical Review 2016) 2 % 2 % 6 % 7 % 27 % n Autres n Production UE n Russie n Norvège La Norvège reste en 2015 le principal fournisseur de gaz naturel en France avec 42 % des approvisionnements, suivie par la Russie (22 %) et les Pays-Bas (11 %). Le GNL reste stable avec 13 % des importations, contre 28 % en L année 2015 représente pour la France le point bas pour les livraisons de GNL, qui proviennent principalement d Algérie et du Nigéria. Les achats spots sur les marchés belges, néerlandais ou allemands, aux origines indéterminées, représentent désormais plus du quart des entrées. 26 % 439 Gm 3 30 % n Algérie n Qatar n Nigéria n Autres L APPROVISIONNEMENT GAZIER DE L EUROPE (BP Statistical Review 2016) En Gm 3 /an Production de l UE Russie Norvège Algérie Qatar Nigéria Autres Total

18 1.5 BAISSE MONDIALE DES PRIX DE L ÉNERGIE ÉVOLUTION DES PRIX DES ÉNERGIES EN EUROPE (BP Statistical Review 2016) /MWh janv.-13 avr.-13 Brent daté (équivalent énergétique) Charbon (équivalent énergétique) Gaz (NBP) ÉVOLUTION DES PRIX MONDIAUX DU GAZ Prix en USD/Mbtu juil.-13 oct.-13 janv.-14 avr.-14 juil.-14 oct.-14 janv.-15 avr.-15 juil.-15 oct.-15 janv.-16 avr.-16 Encore souvent indexé sur les prix des produits pétroliers, le prix du gaz naturel a fortement diminué ces dernières années, conjointement à la baisse des cours du pétrole, en chute depuis juin La compétition gaz/gaz croissante a permis de renforcer cette baisse. Le charbon a également vu son prix baisser de près de 20 % entre 2013 et 2015 et reste l énergie la moins coûteuse. Son coût est d autant plus avantageux que le prix du carbone est aujourd hui insuffisant pour rendre compétitives les énergies peu émettrices en CO 2. Alors que le marché du gaz était jusqu alors marqué par de fortes disparités de prix entre continents avec des prix très bas aux États-Unis et des prix très élevés en Asie, l année 2016 a confirmé la tendance d une convergence des prix mondiaux déjà amorcée en Les prix du GNL asiatique ont été divisés par deux en 2015, jusqu à rattraper les prix européens en passant sous les $5/MBtu au cours du premier semestre Cette chute des prix est liée à la baisse de la demande asiatique, à l augmentation des capacités de production de GNL, notamment en Australie, ainsi qu à la chute du pétrole. Par ailleurs, 2016 est l année inaugurale de l exportation du GNL américain, premier pas vers la reconnexion du marché gazier américain avec les autres marchés mondiaux Japan LNG Average German Import Price UK Heren NBP US Henry Hub

19 LE MARCHÉ DU GAZ AUJOURD HUI DES HUBS EUROPÉENS LIQUIDES ET BIEN INTERCONNECTÉS En Europe, le prix du gaz a également chuté à la suite du pétrole et du GNL (- 20 % sur l année 2015 pour NBP) pour atteindre son niveau le plus bas depuis D après la Commission européenne, la chute des prix a permis à l Union européenne de faire 72 Md d économies sur ses importations de gaz en 2015, malgré l augmentation des volumes importés (9). Les marchés au nord-ouest de l Europe, à l exception notable des marchés PSV en Italie et Mibgas en Espagne/Portugal, démontrent un haut niveau de convergence entre hubs et entre contrats long terme et spots. Le spread TRS/PEG Nord, qui avait atteint des niveaux record en 2013, est resté contenu en moyenne à 0,5 /MWh en 2015 à la faveur de la baisse des prix du GNL et des exports vers l Espagne. Les hubs gaziers à l ouest de l Europe se caractérisent par leur maturité et leur liquidité. Ils progressent ainsi dans l implémentation du «European Gas Target Model» (GTM), qui vise à garantir un marché européen du gaz compétitif et sûr au moyen de points d échanges virtuels liquides. Les hubs TTF aux Pays-Bas et NBP au Royaume-Uni représentent à eux deux plus de 80 % des volumes échangés sur les marchés en Europe. En outre, ce sont pour l instant les deux seules places de marché à atteindre tous les objectifs de liquidité définis dans la révision du GTM de janvier 2015 (10). Les rapprochements de hubs participent également à la mise en place d un marché unique de l énergie. Le 1 er avril 2015 est née la Trading Region South (TRS), de la fusion des places de marché PEG Sud et TIFG. Elle s inscrit dans le cadre du projet de marché unique en France validé par la CRE et prévu pour Le nouveau marché de gaz intégré pour la Belgique et le Luxembourg, Belux, a, lui, été lancé en octobre ÉVOLUTION DES PRIX LONG TERME ET SPOT EN EUROPE /MWh mai-13 juil.-13 janv.-13 mars-13 sept.-13 nov.-13 janv.-14 mars-14 mai-14 juil.-14 sept.-14 nov.-14 janv.-15 mars-15 mai-15 juil.-15 sept.-15 nov.-15 mai-16 juil.-16 janv.-16 mars-16 PEG Nord PEG Sud/TRS TTF ZTP NCG PSV PMI allemand VOLUMES ÉCHANGÉS SUR LES HUBS EUROPÉENS (IHS Energy European Gas Hub Tracker) En Gm n Pays-Bas (TTF) n Belgique (ZEE) n Allemagne (NCG, Gaspool) n France (PEG) n Italie (PSV) n Autriche (NECGH) Royaume-Uni (NBP) Continental (9) Quarterly Report on European Gs Markets, European Commission DG Energy, vol. 9, issue 1. (10) Rapport IHS «European Gas Hub Tracker» publié en juillet 2015.

20 Monde 1.7 LE MARCHÉ MONDIAL DU GNL En Gm 3 /an (GIIGNL) Canada Futur 2015 Futur États-Unis 0, Europe Futur 2015 Futur Afrique Russie Futur 2015 Futur Moyen-Orient Futur 2015 Futur Asie Futur 2015 Futur Futur 2015 Futur Futur 2015 Futur Amérique du Sud 2015 Futur 2015 Futur Futur 2015 Futur Australie Futur 2015 Futur 0 0 n Capacités de liquéfaction n Capacités de regazéification Sous forme liquéfiée, le gaz naturel peut être transporté sur de grandes distances et facilement re-routable vers les marchés les plus rémunérateurs. Il autorise la connexion entre les marchés mondiaux du gaz, permettant des arbitrages en fonction des prix. Les conséquences de l accident de Fukushima ont marqué depuis cinq ans le marché du GNL. Sous l effet d une forte demande, la majeure partie du GNL a été réorientée vers l Asie. Entre 2010 et 2014, les livraisons de GNL y ont augmenté de 35 % pour représenter 75 % de la demande mondiale. Les livraisons de GNL ont alors été divisées par deux en Europe. En 2016, une nouvelle dynamique se dégage, aussi bien parmi les producteurs que parmi les consommateurs de GNL, augurant d une nouvelle ère pour le marché du GNL. Premier changement de taille, l arrivée sur le marché de deux nouveaux exportateurs. L Australie a commencé à charger du GNL à destination de l Asie en Les États-Unis, depuis plusieurs années premier producteur mondial de gaz grâce à la contribution des gaz de schiste, deviennent pays exportateur pour la première fois en mars 2016, avec la mise en service des deux premiers trains de Sabine Pass (9 Mt). Ces deux pays viennent notamment concurrencer le Qatar, qui détenait en % du marché mondial du GNL.

21 + LE MARCHÉ DU GAZ AUJOURD HUI 19 Cette nouvelle concurrence devrait s accentuer dans les années à venir, avec une forte augmentation prévue des capacités de liquéfaction, particulièrement aux États-Unis et en Australie. Au total, sur les 140 Mt de nouvelles capacités de liquéfaction aujourd hui en construction dans le monde, 62 Mt sont situées aux États-Unis et 50 Mt en Australie. 42 Mt doivent être mises en service courant 2016, la plupart en Australie et aux États-Unis. La baisse des prix du GNL devrait s accentuer devant le surplus de production à venir. Le GNL australien restant orienté vers l Asie, il est probable que d autres exportateurs (États-Unis, Qatar) réorientent une partie de leurs cargaisons vers l Europe. L Union européenne bénéficie en effet d importantes capacités de regazéification avec 213 Gm 3 /an. De nouvelles infrastructures GNL continuent de se développer, avec par exemple l ouverture du terminal méthanier à Dunkerque (13 Gm 3 /an) et du nouveau terminal de regazéification Świnoujście en Pologne (5 Gm 3 /an). ÉVOLUTION DES LIVRAISONS GNL EN EUROPE DE 2010 À 2015 (GIIGNL) En Mt GNL/an n Espagne n Royaume-Uni n France n Italie n Belgique n Portugal n Pays-Bas n Grèce n Lituanie n Suède SYNTHÈSE GNL Les États-Unis et l Australie viennent concurrencer le Qatar pour la production de GNL. TENDANCES + 42 % L augmentation des capacités de production entre 2015 et 2020

22 1.8 LES INFRASTRUCTURES DE GAZ EN EUROPE Un marché intégré du gaz en Europe nécessite des infrastructures efficaces et flexibles afin de donner accès au plus grand nombre de consommateurs à une énergie compétitive, provenant de sources d approvisionnement les plus diversifiées. Le réseau de transport et des interconnexions flexibles entre pays est primordial pour assurer les solidarités régionales et améliorer la disponibilité du stockage et l accès au GNL pour tous les États membres. La profondeur du marché du GNL ainsi que la variété de ses sources de production jouent un rôle essentiel pour la sécurité d approvisionnement de l Europe et sa compétitivité. L Europe bénéficie d importantes capacités de regazéification, avec 213 Gm 3 /an, qui pourraient lui permettre de couvrir théoriquement près la moitié de sa demande totale. Les terminaux méthaniers ne sont toutefois pas répartis de manière uniforme, la plupart étant situés à l ouest, alors que les pays les plus dépendants à une unique source de gaz se trouvent à l est (Baltique, Sud-Est). L inauguration récente de nouveaux terminaux en Lituanie et en Pologne devrait permettre d améliorer l accès de ces régions au GNL. Le stockage permet, quant à lui, de faire face à la demande en hiver ou de suppléer à des ruptures d approvisionnement sur plusieurs jours. Les capacités de stockage sont de manière similaire au GNL importantes en Europe, mais surtout localisées à l ouest. La France occupe à cet égard une position clé en offrant des possibilités d arbitrage sur l axe Est-Ouest comme sur l axe Nord-Sud, avec une grande variété de sources d approvisionnement par gazoducs, quatre terminaux méthaniers sur ses côtes atlantiques, méditerranéennes et de la Manche, et de larges capacités de stockage. Cette situation est valorisée par des infrastructures gazières puissantes et bien réparties au service de plus de 11 millions de clients : l le réseau de transport le plus développé d Europe, km ; l le 1 er réseau de distribution d Europe avec près de km ; l la 3 e capacité de regazéification, 35 Gm 3 /an ; l la 3 e capacité de stockage, plus de 12 Gm 3 de volume utile, soit 30 % de la consommation nationale, ce qui assure à la fois une marge de sécurité importante, la satisfaction des besoins de modulation saisonnière et des opportunités d arbitrage. CAPACITÉS DE STOCKAGE ET DE REGAZÉIFICATION EN EUROPE EN 2015 n Terminaux méthaniers Terminaux méthaniers en construction Danemark Suède 4 Estonie Lettonie Lituanie n Capacité annuelle de regazéification en Gm 3 /pays Volume utile de stockage en Gm3/pays Royaume-Uni Total UE 213 Irlande 5 52 France Pays-Bas Allemagne Belgique Lux Rép. tchèque 3 Autriche Pologne 5 Hongrie Slovaquie Ukraine Roumanie Espagne Italie Bulgarie Portugal Sicile Grèce 12 Turquie

23 LE MARCHÉ DU GAZ AUJOURD HUI L OFFRE D ACHEMINEMENT DE GRTgaz LE RÉSEAU DE GRTgaz EN 2016 (GSE, GLE 2015) Dunkerque LNG Dunkerque Alveringem Taisnières H Taisnières B p 6 points d interface transport stockage Nord-Ouest p PEG Nord p Nord B p Nord-Est Obergailbach l 7 points d interconnexion réseau 3 interfaces terminaux méthaniers Nord-Atlantique p LI Sites raccordés transport Montoir PITD Sites distribution PIRR Jura Oltingue Sens des flux de gaz naturel Zone Nord Zone Sud Sud-Atlantique p p Sud-Est TRS Fos GRTgaz a pour mission de transporter le gaz naturel de ses clients expéditeurs dans les meilleures conditions de coût, de fiabilité et de sécurité. Il facilite l accès au marché et favorise la rencontre entre l offre et la demande de gaz. l sous forme d accès à des points d échange gaz appelés PEG. Ces points permettent d échanger du gaz sans besoin de préciser sa source ou sa destination et d accéder à une bourse d échange. Un modèle entrée/sortie simple favorisant le développement de la concurrence L offre d acheminement de GRTgaz : l permet aux expéditeurs de gaz d alimenter les sites industriels et les distributions publiques raccordés au réseau de transport ; l de faire transiter du gaz par la France ou d effectuer des transactions avec d autres parties. GRTgaz commercialise ses prestations d acheminement : l sous forme de capacités d accès par les points d entrée ou de sortie du réseau et sur la liaison Nord-Sud. Dans chaque zone, les expéditeurs peuvent faire entrer ou sortir du gaz librement pour livrer des clients ; Un marché dynamique, des clients satisfaits Le marché des gros a confirmé son dynamisme avec 770 TWh échangés aux PEG (PEG Nord et TRS) en 2015, en croissance de 17 % par rapport à Les clients de GRTgaz se disent satisfaits : l à 92 % de la relation commerciale ; l à 95 % de la qualité des offres et des services d acheminement et de livraison. (Enquête de satisfaction 2015)

24 GRTgaz Ouest GRTgaz Nord GRTgaz Sud GRTgaz Est TIGF TIGF TIGF TIGF La seule obligation des expéditeurs est d équilibrer leurs entrées et sorties de gaz sur la journée gazière. Cette organisation assure un fonctionnement souple du marché et favorise le développement de la concurrence. Le modèle de GRTgaz est, par ailleurs, d ores et déjà conforme au code de réseau Tarif qui rentrera progressivement en application en Vers une zone de marché unique L existence de plusieurs zones entrée/sortie traduit toutefois les limites physiques du réseau et l impossibilité de transporter dans certains cas le gaz entre un point d entrée d une zone et un point de sortie d une autre zone. Grâce à ses investissements, GRTgaz a déjà ramené ses zones d équilibrage de quatre à deux entre 2005 et Après avoir complété l intégration de la zone B en avril 2013, la simplification s est poursuivie avec la création d une place de marché commune entre GRTgaz zone Sud et TIGF au 1 er avril L ultime étape, c est-à-dire la création d un marché de gros unique en France, est programmée pour le 1 er novembre Un système d équilibrage modernisé, conformément aux règles européennes Au cours de l année 2015, GRTgaz a finalisé la mise en œuvre des dispositions de l équilibrage orienté marché, telles que prévues par le code réseau européen. Ainsi, depuis octobre 2015, l équilibrage sur le système GRTgaz se fait intégralement par les acteurs de marché, sans dispositifs de tolérances. En parallèle, GRTgaz a développé : l l offre ALIZES : un service permettant au marché de bénéficier des souplesses permises sur le stock en conduite globale ; l l offre LOCATIONAL, un système lui permettant de rééquilibrer le réseau en cours de journée gazière en sollicitant le marché via un achat de gaz localisé sur un ensemble de points physiques spécifiques. Transparence et fluidité Accessible à tous, le service en ligne Smart GRTgaz propose aux clients et prospects une information complète pour optimiser leurs réservations de capacités et assurer l équilibre de leur portefeuille gazier. Frontières, terminaux méthaniers, stockages, liaison Nord-Sud, points de consommation : tous les points d entrée/sortie sont couverts et plus de données sont actualisées en temps réel. Grâce à cette information de référence, Smart GRTgaz a été retenu par les agences Bloomberg et Reuters pour informer leurs abonnés. est un autre exemple des moyens mis en œuvre pour créer un véritable marché commun du gaz. Cette plateforme facilite l acheminement du gaz entre les différentes places de marché d Europe en permettant de réserver en ligne des capacités conjointes, aussi appelées «bundlées», conformément au code de réseau CAM (11). Elle permet également d accéder à un marché secondaire d échange des capacités. 24 opérateurs de réseaux de transport sont associés dans Prisma, 35 y proposent leurs produits et plus de 450 expéditeurs y sont enregistrés. Développement et simplification des interconnexions du marché français L offre d acheminement de GRTgaz s est enrichie : l fin 2015, de la création du point d interconnexion réseau Alveringhem, en sortie vers la Belgique ; l et, mi-2016, de la connexion d un nouveau terminal méthanier à Dunkerque. Ces deux événements s inscrivent dans la continuité des investissements réalisés par GRTgaz et

25 LE MARCHÉ DU GAZ AUJOURD HUI 23 par TIGF ces dix dernières années pour développer les interconnexions du réseau français avec les pays adjacents (Belgique, Allemagne, Suisse/Italie et Espagne) et faciliter pour les opérateurs l accès à des sources compétitives et nombreuses (gaz norvégien et GNL). Entre 2005 et 2015, les capacités d entrée sur le réseau ont augmenté de près de 50 %, tandis que les capacités de sortie ont été quasiment doublées. Le développement de ces capacités s est fondé sur des procédures de consultation et d appel au marché. D après la CRE (12), le niveau de capacités d interconnexion ainsi atteint permet à la France de remplir les objectifs d intégration des marchés fixés dans le 3 e paquet énergie. À noter par ailleurs que, dans le but de simplifier l offre commerciale de GRTgaz et de Fluxys, la création d un PIV (point d interconnexion virtuel) bidirectionnel entre la France et la Belgique est en cours de réflexion avec un objectif de mise en place à fin Il regrouperait l ensemble des points d interconnexions reliant les deux places de marchés, à savoir Taisnières (Quévy et Blarégnies) et Alveringem. (11) Capacity Allocation Management : code réseau relatif à l allocation des capacités de transport aux interconnexions, en vigueur depuis le 1 er novembre (12) Les interconnexions électriques et gazières en France : Un outil au service de la construction d un marché européen intégré, 15 juin 2016, CRE. ÉVOLUTION DES POINTS D INTERCONNEXIONS ( ) (GRTgaz et TIGF, analyse de la CRE) En GWh/j (H) 640 (H) 230 (B) (B) Capacité d entrée : GWh/j l dont GWh/j par gazoducs l dont 540 GWh/j de GNL Capacité de sortie : 304 GWh/j Capacité d entrée : GWh/j l dont GWh/j par gazoducs l dont GWh/j de GNL Capacité de sortie : 658 GWh/j Émissions aux terminaux méthaniers Entrées par gazoducs Sorties par gazoducs 1 Dunkerque 2 Taisnières 3 Obergailbach 4 Oltingue 5 Fos-sur-Mer 6 Larrau + Biriatou (Pirineos) 7 Montoirde-Bretagne 8 Alveringem 9 Terminal de Dunkerque SYNTHÈSE Capacités Depuis 2005, les capacités d entrée ont été augmentées de 50 % et les capacités de sortie ont été doublées. +

26 1.10 ACHEMINEMENT DU GAZ : ÉVOLUTION DES FLUX En 2015, GRTgaz a transporté des volumes de gaz en légère hausse par rapport à 2014, année historiquement chaude. Malgré un environnement plus favorable au GNL, 2015 marque un point bas absolu des livraisons de GNL en France. Les importations de GNL ont chuté de près de 60 % entre 2011 et En conséquence, les flux du Nord vers le Sud sont restés prépondérants, avec une hausse notable des importations depuis la Norvège aux dépens des importations depuis la Belgique et l Allemagne. De même, les stockages ont été fortement sollicités en 2015 (+ 21 TWh de soutirages nets), notamment en zone TRS. En revanche, la baisse des exportations vers l Espagne, où les livraisons de GNL sur le réseau ont augmenté de 30 %, a permis de soulager les flux à la liaison Nord-Sud, qui reste néanmoins fortement utilisée. ÉVOLUTION DES FLUX NETS ENTRE 2014 ET 2015 Montoir 10 TWh (+ 1) Dunkerque 189 TWh (+ 19) 301 TWh (+ 20) Pirineos 31 TWh (- 17) 150 TWh (+ 12) Taisnières 190 TWh (- 10) Obergailbach 66 TWh (- 10) (+8) Liaison Nord-Sud 115 TWh (- 13) (+13) Fos 55 TWh (- 6) Oltingue 30 TWh (0) Flux nets Évolution Entrées % Entrées gaz gazeux % Dunkerque (Norvège) % Taisnières H (Belgique) % Taisnières B (Belgique) % Obergailbach (Allemagne) % Entrées GNL % Montoir Fos % Sorties % Oltingue (Italie) % Pirineos (Espagne) % Liaison Nord-Sud et JTS % Stockage (Storengy et TIGF) Injection % Soutirage %

27 LE MARCHÉ DU GAZ AUJOURD HUI L UTILISATION DES INFRASTRUCTURES Dunkerque est le point d entrée le plus utilisé du réseau. Pour alimenter le marché français à un meilleur coût, les expéditeurs continuent d utiliser très fortement les capacités souscrites sur la liaison Nord-Sud. Il est à noter que quasiment tous les points d interconnexion réseau (PIR) ont été utilisés au moins une fois à leur capacité technique effective, exceptés Obergailbach et Montoir. TAUX D UTILISATION DES CAPACITÉS EN % 100 % H : 70 % H : 100 % B : 47 % B : 100 % 34 % 84 % Chiffres noirs Taux d utilisation moyen annuel Chiffres rouges Taux d utilisation maximal par rapport à la capacité technique effective Entrées Liaison Nord-Sud 7 % 35 % 90 % 100 % 34 % 98 % Sorties 41 % 100 % TAUX D UTILISATION MOYEN ET MAXIMUM ENTRÉES TAUX D UTILISATION MOYEN ET MAXIMUM ENTRÉES GNL 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0 % Dunkerque Obergailbach Taisnières B Taisnières H TAUX D UTILISATION MOYEN ET MAXIMUM SORTIES 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0 % Fos Montoir 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0 % Oltingue Midi Alveringem n 2011 n 2012 n 2013 n 2014 n 2015 n 2016 n Taux d utilisation moyen l Taux d utilisation maximum

28 La liaison Nord-Sud : une utilisation de nouveau soutenue depuis mi-2015 LIAISON NORD-SUD En GWh/j L année 2015 a été marquée par une utilisation toujours soutenue de la liaison Nord-Sud et en particulier durant les mois d été (mai à août), notamment pour remplir les stockages. Le spread Sud-Nord est néanmoins resté contenu depuis fin 2014 et ce jusqu à juin 2016, où il a rebondi pour atteindre un maximum de 4 /MWh en juillet-août. Ces deux éléments indiquent une réactivité marquée des marchés à la disponibilité des capacités sur la liaison, en témoigne l utilisation maximale de la capacité encore disponible dès qu un spread apparaît. janv.-11 avr.-11 juil.-11 oct. -11 janv.-12 avr.-12 juil.-12 oct. -12 janv.-13 avr.-13 juil.-13 oct. -13 janv.-14 avr.-14 juil.-14 oct. -14 janv.-15 avr.-15 juil.-15 oct. -15 janv.-16 avr.-16 juil.-16 Flux moyen Nord-Sud Capacité technique effective PRIX MOYEN MENSUEL PEG NORD ET TRS En /MWh janv.-13 mars-13 mai-13 juil.-13 sept.-13 nov.-13 janv.-14 mars-14 mai-14 juil.-14 sept.-14 nov.-14 janv.-15 Spread PEG Nord TRS mars-15 mai-15 juil.-15 sept.-15 nov.-15 janv.-16 mars-16 mai-16 juil.-16

29 LE MARCHÉ DU GAZ AUJOURD HUI 27 TAUX D UTILISATION MOYEN ANNUEL DE LA LIAISON NORD-SUD NOMBRE DE JOURS D UTILISATION MAXIMALE DANS L ANNÉE 100 % 90 % 80 % 70 % 60 % 50 % 40 % 30 % 20 % 10 % 0 % * * * Valeurs au 31 août Faciliter le rapprochement des prix de marché entre le Nord et le Sud En raison d invendus long-terme sur la liaison Nord-Sud dans le sens Nord vers Sud, GRTgaz a repensé sa manière de commercialiser les capacités court-terme. Ainsi, à partir d octobre 2015, les invendus long-terme sur la liaison sont proposés quotidiennement via le Market-Coupling, permettant leur commercialisation au prix du spread entre la TRS et le PEG Nord ainsi que leur allocation de manière implicite aux acteurs de marché. Améliorer l accès à la zone Sud GRTgaz a pris plusieurs mesures pour améliorer l accès à la zone Sud et travaille en étroite collaboration avec les opérateurs adjacents de transport, de stockage et de terminaux méthaniers pour dégager de nouvelles capacités sur la liaison Nord-Sud. l Depuis juin 2013, le service JTS (Joint Transport Storage) conçu avec Storengy permet de proposer quotidiennement jusqu à 32 GWh/j de capacités supplémentaires commercialisées par enchères. Ce service a permis de transporter 5,37 TWh supplémentaires en 2014 et 1,5 TWh en l Depuis avril 2014, GRTgaz propose 40 GWh/j de capacités fermes supplémentaires en remplacement de capacités interruptibles. l Durant l hiver , l optimisation des flux entre TIGF et GRTgaz a permis de commercialiser 20 GWh/j de capacités supplémentaires fermes mensuelles et d améliorer la disponibilité des capacités interruptibles déjà vendues. l Pour l hiver , GRTgaz a proposé une nouvelle fois aux enchères 5 GWh/j de capacités d entrée en zone Sud à partir de la Suisse grâce à une étroite collaboration avec les gestionnaires de réseau suisses et particulièrement Gaznat. L ensemble de ces mesures seront poursuivies, si nécessaire, jusqu à la création de la place de marché unique prévue en novembre 2018.

30 1.12 L ANALYSE DES SOUSCRIPTIONS PAR POINTS D ENTRÉE/SORTIE TAUX DE SOUSCRIPTION DES CAPACITÉS FERMES ENTRÉE 100 % 80 % 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 du réseau. 60 % 40 % 20 % 0 % Dunkerque Taisnières H Taisnières B Obergailbach Ces taux sont globalement stables et élevés : en moyenne, 90 % de la capacité ferme proposée à long terme est réservée à l horizon De la capacité ferme à court terme est proposée en complément pour offrir des possibilités d arbitrage supplémentaires et faciliter l entrée de nouveaux acteurs. n 2016 n 2017 n 2018 n 2019 TAUX DE SOUSCRIPTION DES CAPACITÉS FERMES ENTRÉE GNL 100 % 80 % 60 % 40 % 20 % 0 % Montoir Fos Dunkerque LNG n 2016 n 2017 n 2018 n 2019 TAUX DE SOUSCRIPTION DES CAPACITÉS FERMES SORTIE 100 % 80 % 60 % 40 % 20 % Les souscriptions fermes aux points d entrée de gaz gazeux Sur la période , les capacités à long terme à Dunkerque sont entièrement souscrites et celles de Taisnières B le sont jusqu en octobre Ce haut niveau de souscription est normal, compte tenu de la spécificité de ces points (importation de gaz norvégien et point d entrée unique de la consommation de gaz B). À Taisnières H et Obergailbach, 30 GWh/j de capacités supplémentaires sont proposées en overnominations, comme prévu dans le cadre du code réseau relatif à la gestion des congestions. Les souscriptions fermes aux points d entrée de GNL Aux points d entrée de Montoir et de Fos, les taux de souscription à long terme atteignent en moyenne près de 90 %. Sur le nouveau point d entrée de Dunkerque LNG, la capacité réservée s élève à 250 GWh/j pour un maximum à 519 GWh/j, en concurrence avec DKB, point directement connecté au réseau de Fluxys. Les souscriptions fermes aux points de sortie À Oltingue, la capacité est totalement souscrite. À Alveringem, le taux de souscription est de l ordre de 80 % à long terme. 0 % Oltingue Alveringem n 2016 n 2017 n 2018 n 2019

31 LE MARCHÉ DU GAZ AUJOURD HUI 29 Les souscriptions sur la liaison Nord-Sud Depuis l hiver 2014, le spread Nord-Sud a fortement diminué. À la suite à ce changement de situation, les enchères de 2015 ont eu moins de succès, avec des premiums plus faibles en comparaison avec ceux des années précédentes, et conduisant à des invendus lors des enchères trimestrielles. Les enchères de mars 2016 ont confirmé cette tendance avec 24 GWh/j de capacités fermes annuelles (octobre 2016-octobre 2017) invendues. Les souscriptions de capacités d injection et de soutirage des stockages souterrains La commercialisation des capacités de stockage desservies par GRTgaz est effectuée chaque année par l opérateur Storengy. Les capacités d injection et de soutirage correspondantes sur le réseau de transport sont allouées par GRTgaz automatiquement. TAUX DE SOUSCRIPTION DES CAPACITÉS FERMES LIAISON NORD-SUD 100 % 95 % 90 % 85 % 80 % 75 % 70 % 65 % 60 % 55 % 50 % n 2016 n 2017 n 2018 MOYENNE DES SOUSCRIPTIONS AU PITS Le niveau des souscriptions des capacités de stockage explique qu après une légère hausse pour l année gazière , les souscriptions sur le réseau de GRTgaz connaissent une baisse pour l année gazière En GWh/j L année 2016 est également marquée par l introduction d un nouveau type de capacité de stockage, «capacité d interface transport stockage», en remplacement des capacités fermes et interruptibles sur ces points à partir du 1 er avril. Ce nouveau type de capacité permet une souplesse de souscription accrue, que ce soit en termes de préavis de souscription ou en possibilités offertes au stockeur quant aux durées de ses produits n Soutirage n Injection Années gazières

32 2. PERSPECTIVES DU MARCHÉ DU GAZ À L HORIZON 2025 EN EUROPE ET EN FRANCE Fin 2015, l Accord de Paris a confirmé l engagement des États à réduire les émissions de gaz à effet de serre. Son adoption moins d un an plus tard par l Union européenne, la Chine et les États-Unis traduit également cette volonté. L Europe s était déjà engagée à réduire de 40 % ses émissions en 2030 par rapport à Dans la loi de transition énergétique pour la croissance verte, la France s était quant à elle notamment fixé pour objectif de réduire ses consommations d énergie fossile de 30 % en 2030 par rapport à Dans ce contexte, les scénarios d évolution de la demande constituent des instruments indispensables pour partager et débattre sur les trajectoires et les moyens nécessaires pour atteindre ces objectifs. 2.1 Les politiques énergétiques en Europe 2.2 Les politiques énergétiques en France 2.3 Les principaux scénarios d évolution de la demande de gaz en Europe 2.4 Les scénarios d évolution de la demande de gaz en France 2.5 Comparaison des scénarios A, B et C 2.6 L évolution de la demande sur la période sur le réseau de GRTgaz pour le scénario A 2.7 Les obligations de service public en cas de pointes de froid exceptionnelles 2.8 Hypothèses détaillées par segment 2.9 La production de gaz renouvelable en France 2.10 Le déclin de la production de gaz en Europe 2.11 La couverture de la demande de pointe La Commission européenne a publié en juillet 2016 son scénario de référence multiénergie jusqu en En France, la programmation pluriannuelle de l énergie (PPE), publiée au même moment, donne également des cibles engageantes à 2023 en prenant en compte l ensemble du mix énergétique. GRTgaz, TIGF, GRDF et le SPEGNN se sont associés pour établir ensemble trois scénarios d évolution de la demande de gaz en France ainsi que de la production de gaz renouvelable. Ces trois scénarios sont présentés ici à la maille GRTgaz et peuvent être consultés dans le détail dans le bilan prévisionnel. Ces trois scénarios contrastés, A, B et C, permettent d envisager des réductions de consommation de gaz d origine fossile comprises entre 4 % et 12 % à l horizon 2023 et entre 6 % et 33 % à l horizon La demande de gaz pour la production d électricité restant un facteur important d incertitude, GRTgaz propose deux variantes possibles pour son évolution, illustrant les potentiels de développement de la filière, entre une variante haute correspondant aux hypothèses du scénario «Nouveau Mix» du bilan prévisionnel de RTE et une variante basse correspondant à une perte de rentabilité de cette filière. Les perspectives de production de gaz renouvelable se confirment avec le développement des filières biométhane et Power to gas qui pourraient représenter 30 TWh en À cette échéance, ce potentiel ne devrait cependant pas compenser la baisse attendue de production de gaz conventionnelle en mer du Nord et aux Pays-Bas. La fin programmée des exports de gaz B à l horizon 2030 aura ainsi des conséquences directes dans le Nord de la France. Plus largement, les besoins d importations supplémentaires devraient représenter entre 10 et 123 Gm 3 pour l Europe. Dans tous les cas, les infrastructures actuelles du réseau français qui donne accès à d importantes capacités d import depuis la Norvège et quatre terminaux méthaniers, des interconnexions avec l Espagne, l Allemagne, la Belgique et la Suisse, ainsi que d importantes capacités de stockages permettront de répondre aux prévisions de consommation de pointe les plus élevées.

33 PERSPECTIVES DU MARCHÉ DU GAZ À L HORIZON 2025 EN EUROPE ET EN FRANCE LES POLITIQUES ÉNERGÉTIQUES EN EUROPE La 21 e Conférence des parties à la convention cadre des Nations unies sur les changements climatiques (COP21/CMP11), en décembre 2015, a marqué un tournant pour l élaboration de nouvelles politiques énergétiques, tant au niveau national qu européen. L Accord de Paris, adopté par 195 pays (ratifié par 22 pays à compter d août 2016), a réaffirmé la volonté de la Communauté internationale de limiter le réchauffement climatique à moins de 2 C d ici Chaque État a également présenté une contribution nationale (INDC) détaillant les engagements pris au niveau national pour la réduction des émissions de gaz à effet de serre à l horizon 2025 ou L UE fait à cet égard figure de pionnier. Les politiques énergétiques de la Commission européenne mettent l accent sur un approvisionnement en gaz fiable, compétitif et respectueux du climat. En 2007, l UE s est fixé d ambitieux objectifs à À quatre ans de cette échéance, ils sont en passe d être atteints pour les indicateurs de réduction d émissions de gaz à effet de serre (- 20 % par rapport aux niveaux de 1990) et d économies d énergie (prévues à 18 ou 19 % en 2020, juste en deçà de l objectif de 20 %). Ils accusent en revanche un retard concernant la part des énergies renouvelables dans le mix énergétique (aujourd hui d environ 16 %, encore loin des 20 % visés). Dans la foulée de la COP 21, l Union européenne a par ailleurs réaffirmé sa stratégie à l horizon 2030 ainsi que sa feuille de route 2050, qui vise une réduction de 80 à 95 % des émissions de gaz à effet de serre, comparé aux niveaux de L Union de l énergie sert à doter l UE des moyens de son ambition. Elle a été lancée en février 2015 par la Commission via l adoption du «Cadre stratégique pour une union de l énergie résiliente, dotée d une politique clairvoyante en matière de changement climatique» (COM(2015)80), avec pour ambition d assurer la transition vers une économie à faibles émissions de carbone, compétitive et sûre. Cette stratégie se décline en cinq piliers : l garantir la sécurité d approvisionnement de l UE : les stress tests effectués en 2014 ont démontré que l UE reste vulnérable à des interruptions majeures d approvisionnement en gaz. La diversification des approvisionnements en gaz naturel est donc une priorité pour la Commission. En février 2016, elle a publié un Winter Package qui comprend une proposition de révision 2016/0030 (COD) du règlement 994/2010 sur la sécurité d approvisionnement. Elle identifie les projets d infrastructure prioritaires, notamment en matière d interconnexions réseau et de stockage, et préconise une meilleure coopération entre pays de l UE via le marché intérieur intégré. Par ailleurs, l optimisation du réseau de GNL européen nécessitera un renforcement des capacités de regazéification en Europe de l Est ainsi qu une meilleure interconnexion entre pays grâce à des infrastructures physiques et une liquidité accrue des hubs ; l finaliser le marché intérieur européen de l énergie : la libre circulation de l énergie dans l UE repose sur l intégration physique des infrastructures et l élimination de barrières régulatrices. L Entsog, sous l égide de l Acer et de la Commission européenne, rédige des codes réseau concernant les mécanismes d allocation de capacités (CAM), la gestion de congestions (CMP), l équilibrage et l interopérabilité. Le dernier code sur l harmonisation des tarifs de transport rentrera progressivement en application à partir de L implémentation progressive de ces codes réseau dans tous les États membres depuis 2013 va faciliter l harmonisation des pratiques et ainsi favoriser une utilisation efficace et transparente des infrastructures ; l atteindre les objectifs en matière d efficacité énergétique : les objectifs environnementaux 2020, 2030 et 2050 de l UE nécessitent d importantes économies d énergie. Les principaux efforts porteront sur les secteurs du transport et du bâtiment. Par ailleurs, la proposition 2016/0030 (COD) de février 2016 comprend une stratégie pour le chauffage et la climatisation, secteur qui compte pour près de 50 % de la consommation totale en énergie de l UE ; l réduire les émissions de gaz à effets de serre : la «décarbonisation» de l économie était une des mesures phares soutenues par l UE lors de la COP21, en adéquation avec l objectif 2050 de réduction des émissions de gaz à effet de serre de 80 à 95 %. L un des principaux moyens d action est l ETS («Emission Trading System») ; l soutenir la recherche et l innovation : la Commission européenne soutient le développement de technologies de réductions d émissions, notamment au moyen de financements proposés en partenariat avec le secteur privé. GRTgaz est un acteur majeur du développement de solutions énergétiques d avenir telles que le biométhane et le Power to gas. TENDANCES Objectifs 2030 de l Europe - 40 % au moins d émissions de gaz à effet de serre par rapport aux niveaux de % au moins d utilisation d énergies renouvelables 27 % au moins d amélioration de l efficacité énergétique (objectif indicatif qui sera revu en 2020, sans doute vers une cible à 30 %)

34 2.2. LES POLITIQUES ÉNERGÉTIQUES EN FRANCE En France, le cadre de cette transition est défini par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte. Cette loi s appuie sur deux outils législatifs : l la stratégie nationale bas carbone décrivant les processus et outils à mettre en œuvre ; l la programmation pluriannuelle pour l énergie définissant des cibles intermédiaires Elle définit des cibles engageantes à atteindre d ici 2030, notamment réduire de 30 % la consommation primaire d énergie fossile en 2030 par rapport à 2012 : l atteindre 23 % d ENR dans la consommation finale d énergie en 2020 et 32 % en 2030, dont 40 % d électricité, 38 % de chaleur consommée, 15 % des carburants, 10 % du gaz consommé ; l réduire à 50 % la part de la production d électricité d origine nucléaire en 2025 ; l plafonner la puissance nucléaire installée à 63,2 GWe. La PPE remplace les programmes existants spécifiques aux différentes énergies afin d assurer une plus grande cohérence. Elle couvre l ensemble des maillons (production, consommation, réseaux) et des dimensions (sécurité d approvisionnement, réduction des émissions, compétitivité). La première programmation couvre les périodes et tout en fixant des cibles engageantes pour cette dernière année. Compte tenu de l incertitude inhérente à toute évolution du mix énergétique, les cibles fixées pour 2023 (en comparaison à 2012) prennent la forme d intervalles, avec notamment : l une baisse de la consommation finale d énergie de 3,1 à 12,6 % via des gains d efficacité énergétique ; l une accélération de la baisse de consommation d énergies fossiles modulée en fonction de leur facteur d émission ; l la poursuite du développement des énergies renouvelables devant représenter 24,9 % du mix énergétique primaire ; l une production annuelle de biogaz atteignant 8 TWh, dont la majeure partie devrait être injectée dans les réseaux ; l 2 TWh de biométhane orientés vers les véhicules GNV (20 % de la consommation GNV). En ce qui concerne le gaz naturel, la programmation se concentre sur la sécurité d approvisionnement, avec une possible révision des critères existants après 2018, la définition d une stratégie pour le stockage souterrain et le développement de mécanismes d effacement de la demande à hauteur de 200 GWh/j. Le texte confirme l interdiction de la fracturation hydraulique et demande aux fournisseurs de gaz la transparence sur l origine de leurs approvisionnements. L atteinte de ces objectifs pourra s appuyer sur une enveloppe de dépense publique de l ordre de 10 Md sur la période En parallèle, une attention particulière sera portée au ratio bénéfice coût des projets de développement d interconnexions transfrontalières du réseau de gaz naturel scénario bas 2023 scénario haut Charbon - 37 % - 30 % Pétrole - 23 % - 9,5 % Gaz naturel* - 16 % - 9 % * Hors biométhane. Au-delà de ces cibles quantitatives, la programmation prévoit l arrêt du développement de nouvelles centrales à charbon (sauf équipées de procédés de capture et stockage du CO 2), la limitation de leur nombre d heures de fonctionnement en anticipation d une sortie du charbon pour 2023.

35 PERSPECTIVES DU MARCHÉ DU GAZ À L HORIZON 2025 EN EUROPE ET EN FRANCE LES PRINCIPAUX SCÉNARIOS D ÉVOLUTION DE LA DEMANDE DE GAZ EN EUROPE La demande à long terme dans l Union européenne reste incertaine : suivant les scénarios et les politiques engagées, les trajectoires de consommation envisagées sont très différentes. Scénario AIE World Energy Outlook 2015 Selon l AIE, la demande mondiale de gaz sera amenée à croître dans tous les scénarios, jusqu à atteindre la parité avec le pétrole et le charbon. La stagnation actuelle de la demande de gaz en Europe ne fera cependant que se confirmer sur le long terme, avec une consommation en très légère hausse (+ 1,3 %) jusqu en 2025, puis stabilisée à 475 Gm 3 /an environ, soit bien en dessous des niveaux historiques. L emploi du gaz pour la production électrique serait favorisé par des prix du carbone plus élevés, mais cette hausse de consommation sectorielle serait largement compensée par des politiques énergétiques favorisant l efficacité énergétique et les énergies renouvelables. Scénario de référence 2016 de la Commission européenne Le scénario de référence 2016 de la Commission européenne cherche à modéliser l impact des politiques énergétiques élaborées par la Commission à l horizon 2020, 2030, et Étant donné les objectifs d économies d énergie actuels, et sous réserve que de nouvelles législations européennes ne soient pas promulguées, ce scénario prévoit une baisse de la consommation totale d énergie de 6,7 % en 2030, comparé aux niveaux de 2015, et de la demande de gaz d environ 4,2 % sur la même période. La forte baisse de la consommation en gaz en Europe de l Ouest serait en grande partie compensée par une hausse de la consommation en Europe de l Est. La transition énergétique européenne est en cours, mais les initiatives actuelles ne suffiront pas à atteindre les objectifs environnementaux sur le plus long terme : d après le scénario de référence 2016, les objectifs 2020 seront vraisemblablement atteints, voire dépassés. Il n en est pas de même pour les objectifs 2030 et Scénarios du TYNDP Dans le cadre du TYNDP 2017, l Entsog a élaboré quatre scénarios d évolution de la demande de gaz, en consultation avec les diverses parties prenantes, dont l Acer et les TSO européens : un scénario «Slow Progression», avec des politiques énergétiques peu ambitieuses, un scénario «Blue Transition», dans lequel le gaz est fortement sollicité en remplacement d énergies plus polluantes (type charbon), et deux scénarios «Green Revolution», qui supposent la mise en place de mesures permettant d atteindre les objectifs Ainsi, la demande de gaz pour 2035 pourrait varier entre 380 Gm 3 (scénario «European Green Revolution») et 492 Gm 3 (scénario «Blue Transition»). PRÉVISIONS DE LA CONSOMMATION DE GAZ DE L UNION EUROPÉENNE En bcm/an TYNDP : European Green Revolution TYNDP : Green Evolution TYNDP : Blue Transition TYNDP : Slow progression AIE WEO 2015 EU Reference Scenario 2050

36 LES SCÉNARIOS D ÉVOLUTION DE LA DEMANDE EN FRANCE En respect des nouveaux termes de l article L du Code de l énergie, introduits par la loi relative à la transition énergétique pour la croissance verte du 17 août 2015, GRTgaz, GRDF, TIGF et le SPEGNN publient ensemble un bilan prévisionnel gaz au moins tous les deux ans. Ce bilan prévisionnel gaz présente des trajectoires d évolution de la consommation de gaz et de la production de gaz renouvelable en France jusqu à l horizon 2035 suivant trois scénarios A, B et C, accompagnés par des scénarios et des trajectoires traitant en particulier la demande de gaz pour la production d électricité ainsi que la production de biométhane. Pour établir son plan décennal de développement , GRTgaz reprend cet exercice de prospective sur la demande de gaz en établissant des trajectoires à son propre périmètre suivant les trois scénarios A, B et C. Ces trois scénarios permettent de visualiser l évolution de la demande de gaz suivant des trajectoires raisonnablement contrastées, compte tenu d incertitudes importantes élargissant le champ des possibles. Ainsi, les trajectoires B et C constituent des visions alternatives haute et basse à la trajectoire centrale du scénario A. Les hypothèses détaillées de ces trois scénarios peuvent être consultées dans le bilan prévisionnel gaz. Les trois scénarios : A, B et C GRTgaz reprend les trois scénarios du bilan prévisionnel pour la demande gazière à l horizon 2035 : l le scénario central : scénario A ; l le scénario haut : scénario B ; l le scénario bas : scénario C. Les trois scénarios intègrent le nouveau contexte de la loi sur la transition énergétique et la croissance verteainsi que celui de la programmation pluriannuelle de l énergie qui l accompagne : l réduire de 30 % la consommation des énergies fossiles en 2030 par rapport à 2012 ; l réduire de 50 % la consommation d énergie en 2050 par rapport à 2012 ; l atteindre 23 % d ENR dans la consommation finale d énergie en 2020 et 32 % en 2030, dont 40 % d électricité, 38 % de chaleur consommée, 15 % des carburants et 10 % du gaz consommé ; l réduire à 50 % la part de la production d électricité d origine nucléaire en 2025 ; l limiter à 63,2 GW la puissance nucléaire installée. Objectifs de la PPE en 2023, avec des cibles précises pour le gaz : l réduire de 9 % et 16 % la consommation de gaz en 2023 par rapport à 2012 ; l injecter environ 8 TWh/an de biométhane en 2023, soit un objectif de l ordre de 6 TWh pour GRTgaz. SYNTHÈSE Publication Le bilan prévisionnel pluriannuel commun de la demande de gaz en France : une vision prospective à l horizon 2035, publié en commun par GRTgaz, GRDF, SPEGNN et TIGF. TENDANCES 10 % Part du gaz renouvelable en % Baisse de la consommation finale d énergie fossile en 2030

37 PERSPECTIVES DU MARCHÉ DU GAZ À L HORIZON 2025 EN EUROPE ET EN FRANCE 35 Les inducteurs principaux d évolution de la demande des scénarios A, B et C Principaux inducteurs des scénarios Scénario A (central) Scénario B Scénario C Démographie Suivi de l évolution du nombre de ménages Croissance économique Efficacité énergétique Rénovation du bâti Modérée Élevée Élevée Plus soutenue Plus importante Plus importante Développement des renouvelables Élevé Important Plus faible Plus faible Moins importante Moins important Substitutions Modérées Élevées Faibles Le scénario A trajectoire centrale Pour anticiper la demande de gaz, GRTgaz évalue les évolutions tendancielles de la consommation des consommateurs raccordés à son réseau de transport et aux réseaux de distribution qu il dessert par typologie de clients : résidentiel, tertiaire, industrie, production d électricité centralisée et cogénération. GRTgaz constitue un scénario de référence avec un choix d hypothèses conforme à l évolution probable du contexte structurel, économique et réglementaire. Il tient compte de la réglementation en vigueur et comporte notamment des efforts supportables pour les ménages et l industrie en termes de sobriété et d efficacité énergétique. Ce scénario de référence est complété par deux scénarios contrastés illustrant les situations d un scénario haut (scénario B), avec une évolution plus dynamique, et d un scénario bas (scénario C), avec une évolution moins dynamique. Le scénario C trajectoire basse Ce scénario considère un impact des nouvelles réglementations environnementales particulièrement orienté vers la baisse des consommations de gaz et constitue ainsi une trajectoire minimale pour la demande gazière entre 2015 et L objectif de réduction de 30 % des consommations d énergies fossiles est appliqué aux usages du gaz sans tenir compte de ses meilleures performances environnementales, comparé au pétrole ou au charbon. Les efforts technologiques et économiques sont placés à la limite des capacités des ménages et des acteurs économiques et industriels, compte tenu du contexte économique moins favorable pour ce scénario, même en application de contraintes réglementaires particulièrement fortes. Le scénario C intègre également le développement du gaz carburant dans les transports. Le scénario B trajectoire haute Dans ce scénario, les ressources en gaz sont plus largement disponibles sur le marché, avec un retour des flux de GNL vers l Europe et une meilleure compétitivité du gaz. Le gaz est utilisé pour la production d électricité en complément des ENR avec une durée d utilisation annuelle plus longue ; son usage progresse également dans l industrie et pour le chauffage domestique et tertiaire en substitution d énergies dont le bilan environnemental et économique est moins favorable. Un soutien volontariste est apporté au développement du gaz comme carburant pour les transports. Un même soutien est apporté en parallèle au développement de la production et de l injection de gaz renouvelables, biométhane et Power to gas. De cette manière, avec des usages diversifiés et une ressource élargie aux gaz renouvelables, le gaz et les infrastructures gazières contribuent plus fortement encore à la transition énergétique et à la stratégie bas carbone. La production d électricité : deux scénarios de demande de gaz pour la production d électricité dans les centrales au gaz Deux trajectoires possibles pour la demande de gaz en matière de production d électricité dans les centrales au gaz sont envisagées : une variante haute, qui illustre le potentiel de développement de la filière, et une variante basse, qui permet d illustrer ce que serait la demande de gaz sans aucun relais de croissance de la part de la production d électricité au gaz. La demande de gaz pour la production d électricité dépend pour une part essentielle de la contribution de ces moyens de production à l équilibrage du système électrique.

38 2.5. COMPARAISON DES SCÉNARIOS A, B ET C Consommation annuelle et consommation journalière à la pointe Les graphiques suivants présentent l évolution de la consommation annuelle et de la demande journalière à la pointe pour le scénario A, central (tracé bleu), et les scénarios alternatifs B, haut (tracé fuchsia) et C, bas (tracé orange). Le scénario de référence présente deux variantes de la demande de gaz pour la production d électricité et la cogénération : la trajectoire centrale A en variante haute (tracé bleu continu) ; la trajectoire centrale A en variante basse (tracé bleu en pointillés). Les graphiques présentent des trajectoires sur la période du plan décennal de GRTgaz de 2016 à 2025 et sont prolongés ensuite à titre indicatif jusqu à Ces quatre scénarios fournissent des trajectoires contrastées sur toute la période. La consommation journalière à la pointe estimée après l analyse de l hiver reste relativement stable par rapport à l analyse de l hiver précédent. SCÉNARIOS EN VOLUME ET EN POINTE AU PÉRIMÈTRE GRTgaz Consommation annuelle en TWh Consommation journalière à la pointe en GWh/j Scénario A Scénario B Scénario C Scénario A (variante basse) SCÉNARIOS EN VOLUME AU PÉRIMÈTRE FRANCE Scénario A (référence) Scénario B (haut) Scénario C (bas) En TWh En TWh En TWh n PEC + cogé (complément pour variante haute) n PEC + cogé (variante basse) n Mobilité gaz n Industrie n Tertiaire n Résidentiel

39 PERSPECTIVES DU MARCHÉ DU GAZ À L HORIZON 2025 EN EUROPE ET EN FRANCE 37 À l horizon 2023, la PPE indique un objectif de réduction de la consommation primaire de gaz comprise entre 9 % et 16 % en 2023 par rapport à La quantité de biométhane injectée en 2023 en France est fixée à 8 TWh, soit une part de 6 TWh en zones desservies par GRTgaz. Les scénarios de GRTgaz (à l exception du B, qui est un scénario volontariste pour une transition énergétique avec transferts d usages vers le gaz) sont dans la fenêtre de réduction de consommation de gaz indiquée par la PPE. Évolution de la consommation de gaz d origine fossile au périmètre GRTgaz (13) 2023/2012 Scénario A Scénario B Scénario C Variante haute - 7,5 % - 3,7 % - 11,7 % Variante basse - 15,3 % - 11,5 % - 19,5 % À l horizon 2030, dans le cadre des objectifs 2030 de la loi de transition énergétique (LTE), le scénario A, scénario de référence de GRTgaz, et le scénario C, scénario bas, sont proches des objectifs de la transition énergétique. Évolution de la consommation de gaz d origine fossile au périmètre GRTgaz (13) 2030/2012 Scénario A Scénario B Scénario C Variante haute - 14,8 % - 6,3 % - 22 % Variante basse - 26,2 % - 17,6 % - 33,3 % Évolution de la consommation de gaz d origine fossile, hors production d électricité, au périmètre GRTgaz (13) 2030/2012 Scénario A Scénario B Scénario C Hors prod. élec. et cogé - 22,2 % - 12,6 % - 30,3 % Comparaison avec les scénarios de la Commission européenne pour la France Le scénario de référence de la Commission européenne pour 2016 prévoit une baisse de la consommation de gaz de 2,5 % entre 2015 et 2050 au niveau de l UE et de 14 % pour la France. Ce scénario pour la France prévoit un fort rebond de la consommation de gaz pour la production électrique liée à une brusque chute du nucléaire. COMPARAISON SCÉNARIO BP FRANCE AVEC RÉFÉRENCE EC 2016 Consommation annuelle en TWh Scénario A Scénario B Scénario C Réf. EC 2016 (13) Hors production de biométhane (6 TWh en 2023, 10 % de la consommation en 2030)

40 2.6. L ÉVOLUTION PRÉVISIONNELLE DE LA DEMANDE SUR LA PÉRIODE SUR LE RÉSEAU DE GRTgaz POUR LE SCÉNARIO A La consommation de gaz apparaît stable à l horizon 2025, avec l hypothèse d un renforcement de la demande de gaz pour la production d électricité à l horizon ÉVOLUTION PRÉVISIONNELLE DE LA DEMANDE DE GAZ AU PÉRIMÈTRE DE GRTgaz Scénario A (hypothèses de juin 2016) (En TWh) 2015 (1) TCAM (2) Secteur résidentiel et tertiaire (3) 226,2 224,3 216,4 205,9 203,2-1,1 % Secteur industrie (3) 157,6 155, , ,7 % Centrales Variante haute 46,9 53,5 56, ,5% électriques et cogénération Variante basse 46,9 53, ,1 % Mobilité-Transports 0,9 1,2 4,3 9,3 10,8 + 27,7 % Autoconsommation des réseaux 3,6 3,7 4, Total Variante haute 435,2 438,3 431,1 430, ,2 % Variante basse 435,2 438,3 399,8 391, ,3 % (1) Consommations réalisées. (2) TCAM : taux de croissance annuel moyen. (3) Hors cogénération. COMPARAISON DES HYPOTHÈSES DE CONSOMMATION ÉTABLIES EN 2015 ET 2016 SCÉNARIO A En TWh Total des consommations - Périmètre GRTgaz Secteur résidentiel et tertiaire Secteur industrie Production d électricité centralisée et cogénérations Mobilité-Transports Réalisé de 2012 à 2015 Variante haute scénario A Variante basse scénario A Variante haute scénario référence de juillet 2015 Variante basse scénario référence de juillet 2015

41 PERSPECTIVES DU MARCHÉ DU GAZ À L HORIZON 2025 EN EUROPE ET EN FRANCE 39

42 2.7. LES OBLIGATIONS DE SERVICE PUBLIC EN CAS DE POINTES DE FROID EXCEPTIONNELLES 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 d un hiver froid ou de températures très basses durant trois jours, tel que cela peut se produire statistiquement tous les cinquante ans (14). GRTgaz doit dimensionner son réseau, et notamment son réseau régional, pour que ses capacités d acheminement 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». GRTgaz a également consulté les gestionnaires de réseaux de distribution et les consommateurs industriels directement raccordés à son réseau pour connaître l évolution sur cinq ans (15) de leur consommation de pointe. Au-delà de cinq ans, cette évolution est supposée suivre celles des consommations annuelles en volume établies par typologies de consommateurs et par secteurs d activité. ÉVOLUTION PRÉVISIONNELLE DE LA DEMANDE DE GAZ À LA POINTE SUR LE RÉSEAU GRTgaz SCÉNARIO A Scénario A (hypothèses de juin 2016) (En GWh/j) TCAM 2016/17 (1) 2015/16 (1) 2016/17 (1) 2020/21 (1) 2024/25 (1) 2025/26 (1) 2025/26 (1) Total P2 (2) totale (GWh/j) variante haute - 0,2 % P2 (2) totale (GWh/j) variante basse - 0,4 % Distributions publiques P2 totale (GWh/j) - 0,5 % P2 totale (GWh/j) variante haute + 0,8 % Clients directs P2 totale (GWh/j) variante basse - 0 % Dont interruptible (GWh/j) Autoconsommation P2 totale (GWh/j) (1) Du 1 er novembre au 31 octobre de l année suivante. (2) Demande de gaz à la pointe de froid au risque 2 %. (14) Décret n du 19 mars 2004 modifié relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz. (15) En 2014, la période informée portait sur trois ans, elle est porte désormais depuis 2015 sur cinq ans.

43 PERSPECTIVES DU MARCHÉ DU GAZ À L HORIZON 2025 EN EUROPE ET EN FRANCE 41 COMPARAISON DES HYPOTHÈSES DE CONSOMMATION A LA POINTE EN 2015 ET 2016 SCÉNARIO A Pointe P2 en GWh/j Total - Périmètre GRTgaz Distributions publiques Clients industriels / / / / / / / / / / / / / /26 Historique Variante haute scénario A Variante basse scénario A GRTgaz 2015 ÉVOLUTION PRÉVISIONNELLE DES BESOINS DE FOURNITURE DE GAZ À LA POINTE SUR LE RÉSEAU DE GRTgaz Total scénario A Variante haute Variante basse TCAM 2015/ / / / / / /26 P2 ferme foisonnée (GWh/j) - 0,2 % P2 ferme (GWh/j) - 0,2 % P2 ferme foisonnée (GWh/j) - 0,4 % P2 ferme (GWh/j) - 0,4 % En application de l article 2-III du décret du 16 juin 2014 relatif à la détermination des obligations de fourniture de gaz, l estimation de la valeur de l obligation de fourniture de gaz de l ensemble des fournisseurs pour satisfaire les besoins journaliers à la pointe des consommateurs est calculée en appliquant un coefficient normatif de foisonnement (95,5 %) à la valeur estimée de la somme des consommations journalières à la pointe de chacun des clients visés par l article 4 du décret du 19 mars 2004.

44 2.8. HYPOTHÈSES DÉTAILLÉES PAR SEGMENT Segment résidentiel et tertiaire La mise en place de réglementations issues des récentes politiques environnementales dans le domaine de l énergie (loi sur la transition énergétique et la croissance verte, dans la suite du paquet Énergie-Climat) se traduit par une baisse des consommations unitaires en partie compensée par la croissance du parc immobilier. En effet, les performances des équipements utilisant le gaz pour le chauffage, l eau chaude sanitaire et la cuisson sont compatibles avec les standards de performance énergétique des constructions neuves. Depuis la mise en œuvre de la réglementation thermique 2012, les parts de marché du gaz dans la construction neuve ont été observées à la hausse. Pour les futures réglementations thermiques, la place du gaz dans le mix énergétique du résidentiel-tertiaire dépendra d un calcul d émissions de CO 2 pour comparer un usage direct du gaz dans les bâtiments et un usage équivalent d électricité. Sur le périmètre du résidentiel-tertiaire, les scénarios A, B et C de GRTgaz atteignent les objectifs de la programmation pluriannuelle de l énergie en 2023 et ceux de la transition énergétique en 2030 en considérant deux à cinq ans de retard pour les scénarios A et B. CONSOMMATION ANNUELLE RÉSIDENTIEL ET TERTIAIRE En TWh ÉVOLUTION ANNUELLE MOYENNE Scénario A Scénario B Scénario C 20 ans : ,4 % - 0,9 % - 1,8 % 10 ans : ,1 % - 0,7 % - 1,4 % Scénario A Scénario B Scénario C COMPARAISON AUX OBJECTIFS 2030 DE LA LOI DE TRANSITION ÉNERGÉTIQUE (LTE) 2030/2012 Scénario A Scénario B Scénario C Résidentiel- Tertiaire - 27,9 % - 22,8 % - 32,3 %

45 PERSPECTIVES DU MARCHÉ DU GAZ À L HORIZON 2025 EN EUROPE ET EN FRANCE 43 Segment industrie Les hypothèses prennent en compte l évolution structurelle des principaux segments d activité industriels (16) et de l impact des crises économiques successives ( et depuis fin 2011) pour certains d entre eux. Elle intègre 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. Sur le périmètre de l industrie, les scénarios A, B et C de GRTgaz atteignent les objectifs de la programmation pluriannuelle de l énergie en Les scénarios A et B font l hypothèse d une décroissance moins marquée de la demande de gaz pour l industrie, où le gaz est maintenu dans les usages énergétiques en raison de ses propriétés économiques et environnementales plus favorables que celles des autres énergies, dont les énergies fossiles fioul et charbon. CONSOMMATION ANNUELLE INDUSTRIE En TWh ÉVOLUTION ANNUELLE MOYENNE Scénario A Scénario B Scénario C 20 ans : ,7 % + 0,1 % - 1,4 % 10 ans : ,7 % + 0 % - 1,5 % Scénario A Scénario B Scénario C ÉVOLUTION DE LA CONSOMMATION DE GAZ FOSSILE AU PÉRIMÈTRE GRTgaz LOI DE TRANSITION ÉNERGÉTIQUE (LTE) (17) 2030/2012 Scénario A Scénario B Scénario C Industrie - 23,2 % - 14,7 % - 31,5 % (16) Automobile et pneumatique, chimie-pétrole, verre et matériaux, métallurgie, papier, agroalimentaire. (17) Hors production de biométhane (6 TWh en 2023, 10 % de la consommation en 2030).

46 Segment mobilité Comparé aux autres énergies disponibles pour diversifier le mix énergétique du secteur des transports (actuellement principalement alimenté par des produits dérivés du pétrole), l usage du gaz comme carburant présente les avantages suivants : résorber les pollutions locales (particules) et contribuer à réduire les émissions de CO 2. Il offre une autonomie suffisante aux véhicules-véhicules lourds (bus, autocars, BOM, PL) et véhicules légers (utilitaires légers, taxis, autopartage, véhicules particuliers). CONSOMMATION ANNUELLE MOBILITÉ GAZ En TWh Le bilan environnemental est encore meilleur lorsque le gaz utilisé comme carburant est constitué de biométhane. La trajectoire du scénario A est comparable à celle proposée pour le scénario de référence de juillet 2015 du précédent plan décennal de développement dans sa variante «avec développement de la mobilité gaz». ÉVOLUTION ANNUELLE MOYENNE Scénario A Scénario B Scénario C 20 ans : Référence 23 TWh Volontariste 44 TWh Modéré 11 TWh Scénario A Scénario B Scénario C Ces trajectoires de demande de gaz pour un usage carburant dans les transports montrent le rôle important du gaz carburant pour atteindre globalement les objectifs de la transition énergétique et d un mix bas carbone. Pour conduire le développement de l usage du gaz carburant au-delà des usages traditionnels, un réseau de stations d avitaillement d accès public est nécessaire. C est ce que demande la directive européenne «Alternative Fuels Infrastructure», qui recommande à chaque État membre de produire un plan de déploiement de stations publiques d avitaillement pour l électricité et le gaz d ici à novembre Grâce à la mise en place de partenariats industriels et à des compétences internes en matière d ingénierie et d expertise technique concernant la compression, GRTgaz accompagne les porteurs de projet et contribue à dynamiser la filière par la promotion d un réseau essentiel de stations d avitaillement de gaz répondant aux besoins de tous types de véhicules. L émergence d un usage du gaz carburant au-delà de la flotte captive nécessiterait un réseau d environ stations, soit 10 % du réseau de distribution actuel, accessibles au public et majoritairement hébergées dans les stations multicarburants existantes. À titre de comparaison, d autres pays d Europe ont engagé des politiques volontaristes : l Italie dispose de 850 stations publiques, l Allemagne de 900 et la Suisse de 140. La rentabilité de ces points d avitaillement est atteinte dès lors qu un parc d un million d équivalent véhicules légers a été constitué (1 000 VL/station), soit environ 3 % du parc français.

47 PERSPECTIVES DU MARCHÉ DU GAZ À L HORIZON 2025 EN EUROPE ET EN FRANCE 45 Segment production d électricité et cogénération Les hypothèses concernant la production d électricité retenues pour le scénario de référence sont cohérentes avec les données de RTE concernant la puissance installée sur la période énoncées dans son bilan prévisionnel Deux trajectoires possibles pour la demande de gaz en matière de production d électricité dans les centrales au gaz sont envisagées : un scénario haut (potentiel de développement de la filière) et un scénario bas (faible demande de gaz ; visualisation de l évolution, hors effet lié à la production d électricité). Variante haute Les hypothèses de la variante haute sont similaires à celles utilisées pour la demande de gaz des centrales électriques et la cogénération dans le scénario de référence établi en juillet 2015 pour le plan décennal de développement précédent de GRTgaz, avec une puissance de production installée identique et une durée d utilisation légèrement plus importante pour les moyens pilotés par la demande du marché de l électricité. Sur la période , on considère un parc installé de centrales électriques au gaz d une puissance de 6,3 GWe (en incluant Bouchain), complété en 2018 par la mise en service de Landivisiau. Sur cette période, la demande de gaz pour la production d électricité dans les centrales est maintenue à un niveau de 25 à 30 TWh/an. Au-delà de 2025, en tenant compte de l impulsion donnée par la loi de transition énergétique, avec la réduction de la part d électricité produite par le nucléaire à 50 % à l horizon 2025 et le développement des ENR, le scénario haut retient les hypothèses de puissance installée et de quantité d électricité produite du scénario «Nouveau Mix» énoncées dans le bilan prévisionnel 2014 de RTE. Ce scénario mentionne de nouvelles capacités nécessaires à l équilibre du système électrique à l horizon 2030 : 7 GWe de moyens de pointes (moyens de production ou d effacement) et 4 GWe de moyens de semi-base. La variante haute fait l hypothèse de la construction de 10 turbines à combustion d une puissance unitaire de 150 à 200 MWe entre 2023 et 2026, et de la construction de sept centrales à cycles combinés au gaz (CCCG) entre 2025 et 2030, correspondant à 9,4 GWe de puissance installée en CCCG en En effet, les limitations sur les centrales nucléaires, sur les centrales au fuel et au charbon ainsi que le développement de la part des énergies renouvelables intermittentes dans la production d électricité devraient conduire progressivement à une plus grande sollicitation des centrales à gaz. La mise en place d un marché de capacités électriques mises à disposition pour alimenter la pointe CONSOMMATION ANNUELLE DES CENTRALES ÉLECTRIQUES ET DES COGÉNÉRATIONS En TWh ÉVOLUTION ANNUELLE MOYENNE Variante basse Variante haute 20 ans : ,1 % + 3,3% 10 ans : ,1 % + 2,5% Variante haute Variante basse

48 de consommation d électricité devrait également soutenir la filière de production à partir du gaz. Ainsi, dès 2025, la demande en gaz augmente progressivement pour atteindre 55 TWh en Les quantités d électricité produites sont traduites en volumes de gaz en considérant un rendement de 53 % pour les CCCG et de 40 % pour les turbines à combustion. La variante haute considère une stabilité de la puissance installée des cogénérations jusqu à 2025 et un renouvellement des contrats d obligation d achat entre 2025 et La consommation des cogénérations reste stable à environ 30 TWh, avec une activité plus soutenue des cogénérations fonctionnant par appel du marché au-delà de Variante basse (capée à 25 TWh/an dès 2017) Cette variante illustre l hypothèse d un repli significatif de la demande de gaz pour la production d électricité dans les centrales. Suivant les potentielles nouvelles dispositions européennes et françaises sur la taxation et le prix du carbone, la rentabilité des centrales électriques au gaz en France pourrait être impactée et leur fonctionnement pourrait être considérablement réduit, d autant plus que la concurrence est européenne, avec des quantités d électricité qui peuvent être importées par les interconnexions électriques (moyens thermiques et ENR situés dans d autres pays d Europe). Un nombre important de mises sous cocon ou de fermetures pourrait alors intervenir en France. Plus de la moitié des capacités de production d électricité au gaz du parc installé en 2016 seraient mises sous cocon ou fermées, entraînant une perte de souscriptions très importante à très brève échéance et un signal particulièrement négatif pour les développements ultérieurs de la filière. Pour ce scénario bas, dès 2017 et jusqu à 2035, la consommation de gaz se situerait à un niveau bas de l ordre de 10 TWh, similaire au niveau très bas de 8 TWh observé en L activité des cogénérations est limitée dès La demande de gaz pour la cogénération stagne donc à 15 TWh pour ce scénario sur toute la période

49 PERSPECTIVES DU MARCHÉ DU GAZ À L HORIZON 2025 EN EUROPE ET EN FRANCE 47

50 2.9. LA PRODUCTION DE GAZ RENOUVELABLE EN FRANCE En vis-à-vis de la demande de gaz, les prévisions de la production de gaz renouvelable permettent de compléter la vision sur le rôle des infrastructures gazières dans la transition énergétique. Avec déjà des propriétés environnementales avantageuses du gaz naturel, comparé aux autres énergies fossiles, l injection de gaz renouvelable vient encore améliorer le bilan carbone auquel peut prétendre le gaz. GRTgaz développe, à cet effet, plusieurs axes d activités industrielles : l la filière biométhane par méthanisation avec, à court terme, le raccordement progressif d un nombre croissant de producteurs de biométhane ; l la filière biométhane de deuxième génération ; l l étude de la filière Power to gas (P2G), qui vise à stocker de l électricité sous forme de gaz, avec un projet en cours d une installation pilote de production de méthane de synthèse à partir d électricité renouvelable excédentaire à Fos-sur-Mer en 2018 ; l l intégration progressive sur le réseau de transport des surplus de biométhane injecté sur les réseaux de distribution de gaz par des rebours physiques. L ambition de GRTgaz est de proposer à la collectivité son réseau de transport de gaz à forte capacité afin de stocker les excédents d énergie renouvelable gaz (rebours) et électrique (P2G). Filière biométhane La production locale de biométhane s inscrit pleinement dans la dynamique de la transition énergétique et écologique. Elle permet de réduire les émissions de gaz à effet de serre, de recycler des déchets, diminuant d autant nos importations de gaz naturel. Le biométhane correspond à du biogaz épuré afin de remplir les spécifications requises pour son injection dans les réseaux. Ce biogaz est issu de la décomposition de déchets organiques (déchets ménagers, matières organiques agricoles, boues de stations d épuration ). Le biométhane peut être injecté majoritairement sur les réseaux de distribution du fait des puissances en jeu, mais aussi sur le réseau de transport (régional uniquement, à date). Les producteurs de biométhane peuvent bénéficier d un tarif d achat réglementé et garanti sur quinze ans s ils l injectent dans les réseaux. L arrêté du 26 avril 2016 relatif à la programmation des capacités de production d énergie renouvelable précise des objectifs d injection de biométhane de 1,7 TWh en 2018 et de 8 TWh en La LTECV fixe pour objectif de porter la part d énergie renouvelable à 10 % de la consommation de gaz en France en Les études de l Ademe ont confirmé le potentiel de développement existant en France. Deux des scénarios s appuient sur les scénarios de l Ademe : l pour le scénario A, un scénario tendanciel avec 12 TWh/an injectés en 2030 en France, dont 9 TWh au périmètre GRTgaz ; l pour le scénario B, un scénario volontariste avec 30 TWh/an injectés en 2030 en France, dont 22,5 TWh au périmètre GRTgaz. Le scénario C, issu des «Perspectives gaz naturel et renouvelable», présente une vision plus pessimiste. À fin septembre 2016, 24 projets sont en service en France (17 à fin 2015), dont celui de Chagny (Saône-et-Loire), qui doit injecter environ 28 GWh/ an dans le réseau de GRTgaz. Six autres contrats de raccordement et d injection ont été signés entre des producteurs de biométhane et GRTgaz. Parmi eux, quatre projets devraient être mis en place d ici la fin 2017 dans le Grand Ouest et en Ile-de-France. Le décollage de la filière est attendu vers Entre 2016 et 2019, la trajectoire correspond aux projets identifiés par les gestionnaires de réseaux. À l horizon 2020, la concrétisation des projets en portefeuille pourrait représenter jusqu à 1 TWh/an de biométhane injecté dans le réseau de GRTgaz. Au-delà, les trajectoires sont projetées pour suivre la feuille de route établie par l Ademe à l horizon VOLUMES DE BIOMÉTHANE INJECTÉS EN FRANCE En TWh/an Scénario A Scénario B Scénario C

51 PERSPECTIVES DU MARCHÉ DU GAZ À L HORIZON 2025 EN EUROPE ET EN FRANCE 49 Filière Power to gas La filière Power to gas permet le stockage des quantités d électricité d origine renouvelable (éolien et photovoltaïque) lorsqu elles sont produites en excès par rapport à la demande. Il s agit de convertir l électricité en hydrogène par l électrolyse de l eau. L hydrogène est ensuite injecté dans les réseaux en petite quantité ou converti en méthane de synthèse par association avec du CO 2 (valorisation après capture d émissions de CO 2 issues de processus industriels, agricoles ou de la production d électricité). Le méthane de synthèse produit est par nature un gaz renouvelable. Il est injecté dans les réseaux de gaz. La construction d un démonstrateur est prévue pour 2018 à Fos-sur-Mer. À l horizon 2030, 100 installations de Power to gas pourraient voir le jour pour permettre le stockage de 2,5 à 3 TWhe d électricité renouvelable excédentaire. À l horizon 2050, le développement de 1000 installations pourrait permettre de stocker près de 25 TWhe d électricité sur un potentiel d électricité renouvelable excédentaire estimé entre 25 et 75 TWhe. Smart Grid : à la croisée des transitions numérique et énergétique Avec l explosion des capacités de calcul et de communication, et alors que de nouveaux usages et comportements de consommation se font jour dans un monde de l énergie en pleine transition, les acteurs énergétiques deviennent plus «smart», c est-à-dire en mesure de décider et d agir au bon moment. Les réseaux sont par nature à l interface entre tous les acteurs. Dès lors, fournir la bonne information au bon moment à chacun, donner les moyens de l exploiter et se coordonner sont les fonctions d un système «smart». Smart Grid, le système gaz le deviendra de plus en plus à la fois pour : l optimiser le trio «ressources/nouvelles technologies/informations disponibles» et ainsi accroître la performance opérationnelle du réseau (maintenance prédictive, digitalisation de certains actes ) ; l permettre à ses utilisateurs (industriels, expéditeurs, producteurs de biométhane ) de mieux l utiliser ; l maximiser les capacités d accueil des ENR (gazières et électriques) ; l coupler les différents réseaux entre eux et en faire un réel système énergétique. Il s agira d associer encore plus étroitement les solutions techniques, comme le Power to gas ou le rebours du biométhane, et l évolution du système d information, le développement d algorithmes, la production, le traitement et la mise à disposition d informations, et, plus généralement, l intégration des potentiels qu offrent les nouvelles technologies.

52 2.10 LE DÉCLIN DE LA PRODUCTION DE GAZ EN EUROPE D après les prévisions réalisées par l Entsog dans le cadre du TYNDP 2017, la production conventionnelle de gaz dans l Union européenne atteindra son pic en 2020, ce qui entraînera nécessairement une hausse des besoins d importations. En effet, alors que la production propre de l Union européenne couvrait 27 % de ses besoins en gaz en 2015, elle ne devrait représenter que 10 % à 13 % de l approvisionnement européen d ici Elle passera de 120 Gm 3 en 2015 à 51 Gm 3 en 2035, dont 5 à 22 Gm 3 de biométhane selon le scénario. La production européenne connaît un déclin accéléré aux Pays-Bas et en mer du Nord. Des tremblements de terre dans la région de Groningue ont poussé le gouvernement néerlandais à décider chaque année de nouvelles limitations de production : 54 Gm 3 en 2013, 42,5 Gm 3 en 2014, 27 Gm 3 en Dans une volonté de maintenir une production suffisante pour remplir ses contrats d exportation et afin d apporter de la visibilité au marché, l État a annoncé le 25 juin 2016 une extraction limitée à 24 Gm 3 par année gazière pour les cinq années à venir, niveau qui, d après l opérateur national GTS, reste suffisant pour assurer la sécurité d approvisionnement des Pays-Bas et des pays voisins (France, Allemagne, Belgique) au cours d une année moyenne. Il se réserve néanmoins la possibilité d autoriser la production de 6 Gm 3 supplémentaires en cas d hiver très froid. Cette décision est en cours de consultation et doit être confirmée d ici la fin de l année. La fin programmée de la production de gaz B à Groningue nécessite une adaptation de l approvisionnement pour la région nord-ouest de l Europe, la France, l Allemagne, et la Belgique étant les principaux consommateurs de gaz de type B à faible pouvoir calorifique. Ces trois pays ont engagé des projets afin de progressivement basculer vers de nouveaux approvisionnements de type gaz H. Selon les scénarios de consommation choisie, les besoins d importations supplémentaires de gaz pourraient représenter entre 11 et 123 Gm 3. Pour faire face à ces nouveaux besoins d importations, l Europe devra trouver des sources supplémentaires. La Norvège reste pour l instant une source d approvisionnement stable, mais en l absence de découverte de nouveaux gisements de gaz, la production devrait baisser d environ 25 % d ici 2040, selon l AIE. Actuellement, les principales sources possibles sont le gaz russe et le GNL, ce dernier permettant de profiter de nouvelles capacités de production, notamment aux États-Unis et au Moyen-Orient. ÉVOLUTION DE LA PRODUCTION DE GAZ CONVENTIONNEL EN EUROPE ( ) (TYNDP 2017) En Gm 3 /an Pays-Bas Royaume-Uni Allemagne Italie Autres

53 PERSPECTIVES DU MARCHÉ DU GAZ À L HORIZON 2025 EN EUROPE ET EN FRANCE LA COUVERTURE DE LA DEMANDE DE POINTE Le système gazier français bénéficie d un niveau de flexibilité et de résilience qui permet d assurer la continuité d approvisionnement de la France, y compris à la pointe de froid, dans les contraintes définies au niveau européen par le règlement 994/2010 relatif à la sécurité d approvisionnement, ainsi qu aux obligations de service public définies par la législation française. Afin de s assurer de la conformité avec les obligations liées à la couverture de la pointe de froid, différents tests et analyses complémentaires sont menés par GRTgaz et l Entsog à différentes mailles géographiques et temporelles. À court terme, GRTgaz analyse chaque année à l entrée de l hiver la couverture de la demande de pointe et, plus largement, du bilan, en fonction du remplissage des stockages, de la rigueur de l hiver et des dernières tendances en termes d imports. Cette année, ce bilan a été réalisé au périmètre France avec TIGF. L Entsog mène une analyse similaire au niveau européen au travers du Winter Supply Outlook. À l horizon 2025, la pointe P2 ferme foisonnée est évaluée à GWh/j au maximum (3 827 GWh/j sur le réseau GRTgaz dans le scénario B haut et 330 GWh/j sur le réseau TIGF). Il faut y ajouter des transits potentiels pouvant aller jusqu à 665 GWh/j vers la Suisse, l Espagne et la Belgique. Le total des capacités d entrées fermes s élèvera à cette date avec les projets décidés à GWh/j. En faisant l hypothèse d un remplissage des stockages équivalent à celui de l hiver et de la capacité de soutirage au P2 résultante, le réseau dispose d une marge de l ordre de 25 % par rapport à la demande à la pointe, sous réserve d un transit nul. Dans le cas où les transits vers l Espagne, la Suisse et l Italie seraient maintenus à leur maximum, les capacités de stockage disponibles permettraient également d assurer la pointe avec une marge de 10 %. la rupture d une source ou route d approvisionnement. L édition 2015 du rapport illustre la capacité du réseau français à répondre à ces schémas de stress. Ce résultat corrobore les analyses de risques menées par GRTgaz et par la France dans le cadre de la mise en œuvre du règlement 994/2010. Point de vue infrastructure Cet aspect est couvert par le critère N-1 défini dans le règlement 994/2010. Cet indicateur mesure la capacité disponible pour couvrir la demande de pointe en cas de défaillance de l infrastructure principale : Infrastructures existantes et décidées N La mise en service en 2015 du terminal GNL de Dunkerque et du second palier du développement avec l Espagne permettra à la France d accroître fortement sa marge de résilience au regard du règlement 994/2010. Point de vue disponibilité des approvisionnements Cet aspect est couvert par l indicateur «Remaining Flexibility» mesurant la disponibilité du gaz à la pointe, avec ou sans défaillance d une route d import en Europe % >120 % >120 % Avec autres projets >120 % >120 % COUVERTURE DE LA DEMANDE DE POINTE EN CAS DE TRANSIT ÉLEVÉ En GWh/j COUVERTURE DE LA DEMANDE DE POINTE EN CAS DE TRANSIT NUL En GWh/j Les infrastructures gazières offrent donc une flexibilité suffisante pour couvrir la pointe. Cependant, la sécurité d approvisionnement dépendra dans les faits du comportement des fournisseurs, qui portent au quotidien la responsabilité de l équilibrage de leur portefeuille de clients sur l hiver et à la pointe. Dans ce cadre, les règlements européens et nationaux doivent permettre d assurer que le marché délivre un niveau de sécurité suffisant À plus long terme et à une maille européenne, l Entsog analyse tous les deux ans dans le TYNDP l évolution potentielle de l adéquation entre les approvisionnements, la demande et les infrastructures européennes. Cet exercice porte sur des configurations de crise, telles qu une demande de pointe ou Demande Marge Entrée Demande Marge Entrée n Demande de pointe GRTgaz n Demande de pointe TIGF n Transit n Entrée GNL n Entrée pipeline n Soutirage stockage au P2 n Marge

54 3. LE DÉVELOPPEMENT DES INFRASTRUCTURES EN EUROPE 3.1 Le cadre réglementaire 3.2 Le plan de développement du réseau par l Entsog (TYNDP) 3.3 Une nouvelle liste des projets d intérêt commun 3.4 Les grands projets d infrastructures en Europe Le développement des infrastructures énergétiques est crucial pour poursuivre l intégration des marchés, améliorer leur compétitivité et maintenir la sécurité d approvisionnement de l Union européenne. De nouvelles voies d importation de gaz seront notamment nécessaires pour pallier la baisse de production de gaz en Europe et diversifier ses sources d approvisionnement. Le règlement européen 347/2013 sur les infrastructures établit les responsabilités et les instruments nécessaires pour faciliter la mise en œuvre des projets présentant un intérêt commun. Le programme «Connecting Europe Facility» est un des outils de financement de ces projets, avec un budget de plus de 5 milliards d euros consacrés aux infrastructures transeuropéennes dans le secteur de l énergie entre 2014 et Les projets de développement de GRTgaz et les scénarios d évolution de la consommation et de production de gaz s inscrivent ainsi dans le cadre du plan de développement du réseau européen (TYNDP), dont la prochaine édition sera publiée en décembre 2016.

55 LE DÉVELOPPEMENT DES INFRASTRUCTURES EN EUROPE LE CADRE RÉGLEMENTAIRE Le développement des infrastructures gazières vise à sécuriser l accès aux ressources, à mettre fin à la dépendance de certains États membres à l égard d une source unique, à élargir les possibilités de choix, et à faciliter les arbitrages entre les sources les plus compétitives au bénéfice des consommateurs finaux. L objectif est aussi d accroître la flexibilité du système gazier pour répondre aux besoins d utilisation modulée du gaz, au service de la flexibilité du système énergétique global. Le règlement 347/2013 établit les «orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes». Dans le domaine gazier, quatre corridors prioritaires stratégiques pour l Europe sont identifiés, dont l 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 nordouest européens. Le règlement définit également des «projets d intérêt commun» (PCI) qui bénéficient de procédures d autorisation accélérées, de mesures incitatives et sont éligibles à une aide financière de l Union européenne. Les PCI doivent contribuer aux principaux objectifs de l Union européenne (intégration des marchés, sécurité d approvisionnement, compétitivité et développement durable) et démontrer des bénéfices supérieurs aux coûts du projet. Lorsqu un PCI concerne plusieurs États membres, les régulateurs doivent décider d une allocation transfrontalière des coûts du projet, sous réserve que celui-ci soit suffisamment mature. L Acer a publié en mai 2015 une série de recommandations sur les bonnes pratiques à mettre en œuvre pour parvenir à une décision. En appui du processus de sélection des PCI, des plans d investissements sont élaborés pour identifier et coordonner les besoins en infrastructures : le plan de développement du réseau (TYNDP), élaboré tous les deux ans par l Entsog, et les plans régionaux d investissements (GRIP). Le programme «Connecting Europe Facility» vise à promouvoir la croissance économique à travers les investissements dans des infrastructures transeuropéennes d intérêt public. Un budget de 5,4 Md est dédié aux infrastructures énergétiques sur la période Les besoins d investissements dans les infrastructures gazières sont en effet évalués à plus de 70 Md. Les instruments financiers du programme «Connecting Europe Facility» s adressent en priorité aux projets dont la viabilité commerciale n est pas suffisante.

56 3.2 LE PLAN DE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU PAR L ENTSOG (TYNDP) Ce document indicatif prend en compte les plans de développement de chaque État membre. Il vise à évaluer l adéquation des scénarios d approvisionnement, de demande et de développement des infrastructures au regard des trois piliers de la politique énergétique européenne (compétitivité, sécurité d approvisionnement et durabilité). Le TYNDP constitue également la première étape pour la sélection des PCI. Alors que la dernière édition, Entsog TYNDP , a été publiée en mars 2015, la prochaine édition, Entsog TYNDP , est attendue pour décembre GRTgaz a contribué à l élaboration de ces plans, en cohérence avec son plan de développement du réseau et leur calendrier de réalisation. Les scénarios du TYNDP s appuient ainsi sur ceux du plan décennal de GRTgaz. Une étape d ajustement est nécessaire pour strictement séparer demande finale et production d électricité, et pour s adapter marginalement aux hypothèses de construction des scénarios de l Entsog, en particulier concernant le développement de la mobilité gaz. Le scénario de référence de GRTgaz a servi pour construire les scénarios européens «Blue Transition» et «Slow Progression», tandis que le scénario «Moins 30» a été utilisé pour les scénarios «Green Revolution» et «European Evolution». Ces deux derniers scénarios se distinguent par la production d électricité, stagnante pour le scénario «European Evolution» et en croissance pour le scénario Green Evolution. La même distinction est reproduite entre les scénarios «Slow Progression» et «Blue Transition». TYNDP 2017 GREEN REVOLUTION/GREEN EVOLUTION En GWh/an TYNDP 2017 SLOW PROGRESSION/BLUE TRANSITION En GWh/an Scénario GRTgaz 2015 moins 30 avec développement tendanciel de la mobilité gaz Scénario GRTgaz 2015 moins 30 avec développement volontariste de la mobilité gaz n Power Generation Green Evolution n Power Generation European Green Revolution n Final demand Green Scénario GRTgaz 2015 avec développement de la mobilité gaz Scénario GRTgaz 2015 référence n Power Generation Blue Transition Les scénarios A, B et C du présent plan seront utilisés pour l élaboration du TYNDP Conformément aux orientations du règlement 347/2013, celui-ci sera élaboré en commun avec le plan de développement pour l électricité. L Entsog et l Entsoe ont établi un processus permettant de garantir la cohérence de leurs modèles et de prendre en compte les interconnexions entre les marchés de l électricité et du gaz. Des scénarios communs ont été définis sur le contexte économique et la demande en concertation avec les parties prenantes n Power Generation Slow Progression n Final demand Slow Progression/ Blue Transition Scénario TYNDP 2018 «Distributed Generation» En ligne avec les objectifs européens à 2030 et 2050 grâce au fort développement des énergies renouvelables décentralisées. «Sustainable Transition» En ligne avec les objectifs européens à 2030, mais en retard sur les objectifs à Dans un contexte de croissance économique modérée, la production d électricité à partir de gaz se développe. «Global Climate Action» En ligne avec les objectifs européens à 2030 et 2050 grâce à une réduction des énergies fossiles. Scénario GRTgaz Scénario A central Scénario B haut Scénario C bas

57 LE DÉVELOPPEMENT DES INFRASTRUCTURES EN EUROPE UNE NOUVELLE LISTE DES PROJETS D INTÉRÊT COMMUN (PCI) La liste des PCI est établie tous les deux ans par la Commission européenne à partir de propositions effectuées par les groupes d initiatives régionales (GRI) et après consultation de l Acer. Le Parlement et le Conseil européens ont un délai maximum de quatre mois pour l agréer ou la rejeter en totalité. La deuxième liste des PCI a été adoptée le 18 novembre 2015, après un processus de sélection fondé sur le TYNDP et des analyses coûts/bénéfices conformes à la méthodologie développée par l Entsog et approuvée par la Commission européenne. Cette seconde liste des PCI est valide pour la période Elle inclut six projets concernant GRTgaz (carte ci-contre). Il s agit de : l la création d une nouvelle interconnexion avec l Espagne à l est des Pyrénées (5.5, projet Midcat) ; l la création de capacités rebours vers l Allemagne au point d interconnexion Obergailbach/Medelsheim (5.6) ; l le renforcement du réseau pour créer une zone unique avec le doublement de l artère de Bourgogne entre Étrez et Voisines (5.7.1, projet Val de Saône) et Gascogne Midi (5.7.2), en association avec TIGF ; l le renforcement du réseau français dans le sens Sud-Nord, avec le doublement de la canalisation entre St-Avit et Étrez (5.8.1, Arc lyonnais) et le doublement de la canalisation entre St-Avit et St- Martin-de-Crau (5.8.2, Eridan). GRTgaz a contribué au développement des infrastructures gazières transeuropéennes avec la mise en service en 2015 de deux projets ayant bénéficié du label PCI entre 2013 et 2015 : l 5.13, création d une nouvelle interconnexion entre la France et la Belgique ; l 5.14, renforcement du réseau entre Cuvilly, Dierrey et Voisines, avec le soutien financier de l Union européenne ; et la décision de réalisation des PCI : l 5.7 Val de Saône, avec le soutien financier de l Union européenne ; l 5.9, création d un flux rebours à Oltingue entre la Suisse et la France. Ces deux projets sont en cours de construction et contribueront au renforcement du corridor Nord-Sud à l ouest de l Europe. Pour assurer un suivi des progrès réalisés pour l implémentation des PCI les plus sensibles, la Commission européenne a mis en place des groupes de haut niveau dans plusieurs régions : les interconnexions au sud-ouest de l Europe, en Europe centrale et du Sud-Est, et en région Baltique. LES PCI SUR Gascogne Midi 5.5 Midcat 5.6 Reverse Flow FR > GE Val de Saône Arc lyonnais Eridan

58 3.4 LES GRANDS PROJETS D INFRASTRUCTURES EN EUROPE Gazoducs De nombreux projets visent principalement la sécurisation de l approvisionnement à l est de l Europe pour contourner la route ukrainienne ou réduire la dépendance de cette région vis-à-vis du gaz russe. Nord Stream a annoncé le doublement de ses capacités actuelles de 55 Gm 3 /an. Les deux canalisations mises en service en 2011 et 2012 acheminent du gaz sur km de la Russie au nord de l Allemagne par la mer Baltique. Ces 55 Gm 3 /an supplémentaires pourraient être mis en service en Le corridor Sud offre une voie alternative pour de nouveaux approvisionnements russes à travers la mer noire avec le projet Turkish Stream, dont la mise en œuvre pourrait progresser à la faveur de la reprise des relations entre la Turquie et la Russie. D autres projets visent à relier la Bulgarie ou la Roumanie à la région caspienne à travers la mer Noire. Les projets Eastring, Tesla et Brua permettraient d acheminer ensuite le gaz au centre de l Europe depuis la Turquie, la Grèce ou la Bulgarie. Plus au sud, Galsi relierait l Algérie et l Italie par la Sardaigne avec une capacité de 8 Gm 3 /an, mais la décision d investissement a été reportée à plusieurs reprises. LES GRANDS PROJETS D INFRASTRUCTURES POUR L APPROVISIONNEMENT DU GAZ EN EUROPE Irlande Portugal Royaume-Uni Espagne France Gazoducs Terminaux GNL Projets de terminaux GNL Danemark Pays-Bas Belgique Lux. Allemagne Galsi Suède Autriche Slovénie Italie Pologne Rép. tchèque Slovaquie Croatie Nord Stream Hongrie Telsa Albanie TAP Poseidon Grèce Estonie Lettonie Lituanie Eastring Bulgarie Eastmed Belarus Roumanie Ukraine White stream/agri TANAP Turquie TAP, notamment, ouvre la voie aux ressources de l Azerbaïdjan et, à plus long terme, potentiellement des pays du Moyen-Orient via la Turquie (Irak, Iran, Turkménistan) : l Trans Adriatic Pipeline (TAP) reliera sur 800 km la Turquie et l Italie par l Albanie et la Grèce, offrant une capacité de 10 Gm 3 /an en provenance d Azerbaïdjan. Décidé en 2013, sa mise en service est attendue en 2020 ; l le Trans Anatolian Natural Gas Pipeline (TANAP) traversera en amont la Turquie et devrait être mis en service en Terminaux méthaniers Le GNL constituera vraisemblablement une part importante des besoins croissants d imports de l Europe. Dans cette perspective, des investissements pourraient être nécessaires afin de garantir un meilleur accès direct ou indirect à cette ressource. Il existe à cet égard en Europe de nombreux projets de développement de capacités de regazéification et d interconnexion permettant d accroître l aire d influence du GNL. Des projets de création ou d extension de terminaux méthaniers sont à l étude, notamment dans les zones où les accès au gaz sont peu diversifiés (mer Adriatique, mer Baltique) ou sur les façades maritimes ouest et sud de l Europe, notamment en Belgique, en France, en Italie et en Grèce.

59 LE DÉVELOPPEMENT DES INFRASTRUCTURES EN EUROPE 57

60 4. LE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE GRTgaz 4.1 Développer le réseau de transport : processus et délais 4.2 Les investissements de GRTgaz en Fusionner les zones de marché Nord et Sud 4.4 Accompagner le développement des interconnexions gazières 4.5 Les développements liés au GNL 4.6 Les développements liés au stockage 4.7 Accompagner le développement du réseau de GRTgaz en France 4.8 Les ouvrages mis en service dans les trois ans ( ) 4.9 Les ouvrages mis en service après L évolution prévisionnelle des capacités Ces dernières années, GRTgaz a mené un programme d investissements ambitieux visant à développer ses interconnexions bidirectionnelles avec les réseaux espagnols (2013 et 2015) et belges (2013 et 2015), et à développer les capacités d importations de GNL depuis le nouveau terminal méthanier de Dunkerque. Ces investissements ont permis d augmenter significativement la sécurité d approvisionnement de la France et la flexibilité du réseau pour un marché du gaz plus compétitif. GRTgaz a décidé en 2015, après approbation de la CRE, l adaptation des ouvrages à Morelmaison et Voisines pour créer en 2018 un nouveau point d entrée depuis la Suisse et l Italie à Oltingue. Enfin, l intégration des marchés se poursuit avec la création d une place de marché unique en France en Les investissements nécessaires à cette simplification, les PCI Val de Saône et Gascogne Midi, sont en cours de réalisation sur les réseaux de GRTgaz et TIGF. La conversion des zones de consommation de gaz B en gaz H devrait ensuite débuter entre 2018 et 2029, avec une phase pilote entre 2018 et 2020, afin de pallier la baisse annoncée à l horizon 2030 des approvisionnements en gaz B depuis Groningue, aux Pays-Bas. GRTgaz devra adapter son réseau, conformément au plan de conversion soumis aux autorités le 23 septembre La création d un flux rebours vers l Allemagne et le renforcement des interconnexions avec l Espagne sont les deux derniers projets majeurs envisagés pour renforcer les interconnexions. Ils ont été identifiés comme PCI pour le corridor Nord-Sud à l ouest de l Europe dans la liste publiée en novembre GRTgaz a aussi identifié les projets d expansion des opérateurs de GNL, à Fos et Montoir, et de stockage, à Manosque, Étrez et Hauterives, lesquels pourraient nécessiter de développer le réseau. L opportunité de ces nouveaux développements, nécessitant des durées d amortissement sur des périodes de trente à cinquante ans, doit être envisagée avec la plus grande attention, dans un contexte où la France s est fixé une baisse de 30 % de ses consommations d énergies fossiles d ici quinze ans. GRTgaz s engage par ailleurs dans la transition énergétique en réalisant un premier démonstrateur de Power to gas en France, et en approfondissant les conditions de développement des injections de biométhane dans les réseaux.

61 LE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE GRTgaz DÉVELOPPER LE RÉSEAU DE TRANSPORT : PROCESSUS ET DÉLAIS L analyse de la demande et de son évolution permet à GRTgaz d identifier les ouvrages nécessaires pour répondre : l au développement de capacités d échanges avec les opérateurs adjacents : transporteurs, opérateurs de terminaux méthaniers, opérateurs de stockage ; producteurs de biométhane ; l à l adaptation du réseau à la variabilité des approvisionnements et configurations de flux ; l aux évolutions souhaitées dans l organisation du marché avec la création, à terme, d une seule zone d équilibrage ; l à l évolution des consommations, notamment celles liées aux centrales à cycle combiné gaz (18), qui requièrent une flexibilité intrajournalière élevée. Le développement du réseau régional est fondé principalement sur la couverture des besoins de transport à la pointe de consommation. Le développement du réseau principal dépend de l évolution des besoins de capacités en entrée/sortie. La création de nouvelles capacités implique la réalisation ou le renforcement d ouvrages de connexion à l infrastructure adjacente et le renforcement du cœur de réseau pour pouvoir acheminer les flux de gaz de tout point d entrée vers tout point de sortie de la zone considérée. Renforcer un ouvrage du cœur de réseau permet le plus souvent de satisfaire les besoins de plusieurs projets. Le calendrier de renforcement dépend alors du projet qui le déclenchera. Dans certains cas, le renforcement du cœur de réseau peut être réalisé progressivement, comme l illustrent les développements sur l axe Nord-Sud. Le dialogue avec les expéditeurs et les opérateurs adjacents permet de dimensionner les besoins de développement et de programmer les investissements de cœur de réseau. Un changement de leur calendrier peut conduire GRTgaz à adapter son programme. La situation des projets peut aussi évoluer selon les évolutions réglementaires, des marchés mondiaux de l énergie et leurs incidences sur les expéditeurs, les consommateurs et les investisseurs. MACROPLANNING DE RÉALISATION DES GRANDS PROJETS DE TRANSPORT Année N N+1 N+2 N+3 N+4 N+5 N+6 Compression Canalisation sans débat public Canalisation avec débat public Études techniques Concertations et démarches administratives et publiques préalables aux autorisations Travaux (18) Une centrale à cycle combiné gaz consomme environ 20 GWh/j (20 millions de kwh), soit l équivalent de la consommation hivernale d une ville de habitants.

62 + 4.2 LES INVESTISSEMENTS DE GRTgaz EN 2015 En 2015, les investissements de GRTgaz ont été destinés pour moitié à fluidifier son réseau en augmentant ses capacités d entrées pour accueillir les émissions du nouveau terminal méthanier de Dunkerque, créer une interconnexion vers la Belgique et préparer la création d une zone unique en France en Les ouvrages suivants ont été mis en service en 2015 : l canalisation de 180 km entre Cuvilly et Dierrey ; l stations d interconnexion de Clipon, Pitgam, Cuvilly, Ourcq et Dierrey ; l artère des Flandres de 25 km entre Pitgam et Alveringem pour transmettre du gaz non odorisé vers la Belgique depuis Dunkerque ; l station de comptage de Hondschoote à la frontière belge. INVESTISSEMENTS DE GRTgaz En M n Maintenance n Développement La première unité de production et d injection de biométhane sur le réseau de GRTgaz a été mise en service à Chagny. En 2016 seront notamment mis en service : l la dernière section de l Arc de Dierrey entre Dierrey et Voisines (120 km) ; l l artère du Santerre, 33 km en DN900 de Ressonssur-Matz (Oise) à Chilly (Somme), qui permettra de fluidifier l approvisionnement en gaz de la région des Hauts de France et de démanteler la station de compression d Arleux, devenue obsolète. GRTgaz consacre en moyenne 300 M par an pour la maintenance du réseau afin de garantir un haut niveau de sécurité, de fiabilité et de performance de son outil industriel. SYNTHÈSE Investissements GRTgaz a investi plus de 2,6 Md depuis 2013, dont 624 M en 2015 pour moderniser et développer son réseau de transport, renforcer sa puissance et sa flexibilité, et accroître ses capacités d échanges avec les réseaux adjacents.

63 LE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE GRTgaz FUSIONNER LES ZONES DE MARCHÉ NORD ET SUD L évolution des zones de marché en France GRTgaz a constamment investi pour réduire le nombre de zones d équilibrage, passées de sept à trois depuis 2003, facilitant l utilisation du réseau et l intégration du marché français dans l Europe. Des écarts de prix persistant entre les zones Nord et Sud et le résultat des enchères du printemps 2014 sur la liaison Nord-Sud témoignent de la congestion physique entre les parties Nord et Sud du réseau de GRTgaz. La CRE et les acteurs du marché souhaitent poursuivre l effort de simplification de la structure de marché française et parvenir, à terme, à une seule zone de marché en France, en cohérence avec le modèle cible européen. Montoir Zone de transit Dunkerque Taisnières Zone de collecte Obergailbach Oltingue La création d une place de marché unique en France Plusieurs études ont été menés pour déterminer le modèle cible afin d atteindre cet objectif. En 2011, l étude confiée au cabinet KEMA a montré que la fusion des zones de marché Nord et Sud de GRTgaz, sur la base des projets Arc de Dierrey et Eridan, impliquerait de recourir à des mécanismes contractuels potentiellement très onéreux. En 2012, GRTgaz a étudié une approche combinant investissements et mécanismes contractuels. En complément de l Arc de Dierrey et d Eridan, le projet Val de Saône consistant à doubler l artère de Bourgogne entre Voisines (Yonne) et Étrez (Ain) s est imposé comme la solution la plus efficace pour soulager les congestions et limiter le recours à des outils contractuels. La CRE s est fondée sur ces informations pour retenir, au terme de sa délibération du 19 juillet 2012, l orientation consistant à créer un PEG unique s appuyant sur le projet Val de Saône. Conformément aux termes de cette même délibération et afin de confirmer cette orientation, la CRE a fait mener par le cabinet Pöyry, au second semestre 2013, l analyse coûts bénéfices de différentes solutions d investissement pour la création du PEG unique. Cette étude a confirmé la pertinence du projet Val de Saône. Elle a aussi identifié une alternative plus économique au projet Eridan en vue de la création du PEG unique : la réalisation du projet Gascogne Midi, associant des renforcements sur les réseaux de GRTgaz et TIGF. Ces investissements ont été déterminés afin d acheminer vers le Sud des quantités importantes de gaz collectées aux points d interconnexion situés au Nord, conformément à l ensemble des schémas de flux partagés avec le marché. Pirineos Zone en déficit de gaz Cruzy Barbaira Fos Voisines Sud-Est CRÉATION D UNE PLACE DE MARCHÉ UNIQUE EN FRANCE Artère de Gascogne Artère du Midi Val de Saône Palleau Étrez St-Martin-de-Crau

64 Cette solution consiste à : l doubler l artère de Bourgogne entre les stations de Voisines et d Étrez (programme Val de Saône), ce qui permet de développer les transits par l est, voie la plus courte entre la zone de collecte au nord et la zone à alimenter au sud ; l renforcer l axe Ouest-Est au sud (programme Gascogne Midi), qui désenclave le Sud-Est en créant une alimentation supplémentaire de cette zone par l ouest. L étude Pöyry a conclu que la création d un PEG unique dégageait des bénéfices pour les marchés français et ibériques dans tous les scénarios de marché dans lesquels le GNL n est pas durablement moins cher que le gaz gazeux livré par pipeline. Ces bénéfices sont notablement plus élevés que les coûts d investissement dans le cas où le GNL est durablement plus cher que le gaz gazeux. À partir de 2018, l offre sur le PEG unique sera adaptée aux besoins usuels des expéditeurs, tels qu envisagés dans l étude Pöyry. Des mécanismes contractuels devront être mis en place pour être en mesure de répondre à certains schémas de flux, a priori peu fréquents et non complètement adressables par les investissements retenus. Ces mécanismes sont en cours de construction en concertation gaz. À l issue de la consultation publique conduite en février et mars 2014, la CRE a confirmé le 7 mai 2014 l orientation de création d une place de marché unique à l horizon Elle a retenu le schéma d investissement associant les projets Val de Saône et Gascogne Midi et a défini le 25 septembre 2014 les mécanismes de régulation incitative appliquée à ces deux projets. Le projet Val de Saône Il consiste à doubler l artère de Bourgogne en DN1200 sur 189 km entre Étrez et Voisines, renforcer la puissance de la station de compression d Étrez en y installant une troisième machine de 9 MW et adapter en conséquence les interconnexions d Étrez, Palleau et Voisines. GRTgaz a engagé dès juillet 2012 les études relatives à ce projet. Le débat public s est tenu au dernier trimestre 2013 et s est conclu sur un avis favorable de la Commission nationale du débat public. Le projet a été déclaré d utilité publique le 2 mars 2016 et l autorisation ministérielle de construire et d exploiter l ouvrage a été accordée le 22 avril 2016 après vingt et un mois d instruction. L enquête publique a eu lieu à l été 2015 et a fait l objet d un nombre limité de remarques.

65 + LE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE GRTgaz 63 Les travaux débuteront en fin d année 2016, après finalisation des fouilles archéologiques, pour s achever en fin d année Dans le cadre de la définition de la régulation incitative, la CRE a réalisé un audit sur les choix techniques, les coûts et les délais du programme en juin Suite aux études de base, les coûts du programme ont été évalués à environ 740 M. Les équipes de GRTgaz ainsi que les parties prenantes du projet se mobilisent afin de mettre en service l ensemble des ouvrages du programme pour le 1 er novembre En octobre 2013, le projet Val de Saône a reçu le label «projet d intérêt commun» délivré par la Commission européenne. Les régulateurs français et espagnol ont décidé d allouer le coût du projet au seul marché français. Afin de soulager le poids de cet investissement pour les utilisateurs français, le projet bénéficie d une aide financière de l Union européenne, plafonnée à 74 M. La décision finale d investissement a été prise par GRTgaz le 7 septembre Le projet Gascogne Midi Il permet d alimenter la région PACA dans le Sud- Est de la France en créant un flux rebours de TIGF vers GRTgaz par l artère du Midi : l sur le réseau de TIGF, il comprend des travaux de redoublement partiel de l artère de Gascogne sur 60 km, entre Lussagnet et Barran, et l adaptation de la station de Barbaira ; l sur le réseau de GRTgaz, les stations de Cruzy (Hérault) et St-Martin-de-Crau (Bouches-du-Rhône) seront adaptées afin d exploiter l artère du Midi en sens rebours. Le budget prévisionnel est de 152 M pour TIGF et de 21 M pour GRTgaz, pour une mise en service prévue en La décision d investissement a été prise par GRTgaz le 22 décembre 2015 pour un budget de 22 M et une mise en service prévue fin Ces deux projets ont été retenus en 2015 comme projets d intérêt commun. SYNTHÈSE Poursuivant l objectif fixé de simplificatio n de l organisation du marché du transport en France, et en cohérence avec l organisation cible du marché du gaz européen, la CRE a approuvé la création d une place de marché unique en France à l horizon 2018 en fusionnant les zones Nord et Sud, et, à cet effet, la réalisation des projets Val de Saône et Gascogne Midi.

66 4.4 ACCOMPAGNER LE DÉVELOPPEMENT DES INTERCONNEXIONS GAZIÈRES Suisse/Italie : permettre des capacités d entrée à Oltingue (2018) Ce projet de développement de capacité Sud-Nord entre l Italie, la Suisse et la France est mené en étroite collaboration avec les opérateurs adjacents. Il est à l étude depuis plusieurs années et a été régulièrement demandé par des expéditeurs depuis Dès 2010, FluxSwiss a consulté le marché pour évaluer la demande de capacités de transit de l Italie vers la France, avec pour résultat des réservations de capacités. Début 2015, FluxSwiss a décidé de réaliser les investissements nécessaires. De son côté, Snam Rete Gas a décidé d investir dans son réseau de transport pour être en mesure d exporter plus de 400 GWh/j vers la Suisse afin d alimenter la France et l Allemagne. En France, une «open season» organisée en 2012 avait confirmé l intérêt du marché sans provoquer d engagement, étant donné les coûts associés à la création de capacités fermes, alors évalués à 258 M. En 2014, GRTgaz a révisé les investissements nécessaires et proposé de créer 100 GWh/j de capacités quasi fermes pour un budget alors estimé à 12 M. Après consultation du marché et approbation du projet par la CRE dans sa délibération du 17 décembre 2014, GRTgaz a décidé en 2015 de réaliser les investissements nécessaires pour créer une capacité d entrée de 100 GWh/j, à laquelle 100 GWh/j de capacités interruptibles additionnelles pourront être proposés. L utilisation de ces capacités pourrait être liée à celle de Taisnières et Obergailbach. Les travaux consistent en une adaptation des stations d Oltingue, point d interconnexion avec la Suisse, et de Morelmaison afin de permettre d inverser le sens du gaz. Les coûts du projet sont estimés à environ 15 M après les études de base. La mise à disposition des capacités est prévue en 2018, au moment où les capacités de sortie en Italie et de transit en Suisse seront livrées. En créant un nouveau point d entrée en France, ce projet donnera accès à de nouvelles sources de gaz libyen, algérien, par gazoduc, et azeri. En effet, la France pourra ainsi bénéficier d une nouvelle source de gaz acheminé depuis l Azerbaïdjan par le Trans Adriatic Pipeline (TAP), qui fournira 10 Gm 3 de gaz azéri à l Italie en Ce projet connecte également les places de marché PEG Nord et PSV dans les deux sens, offrant ainsi de nouvelles opportunités d arbitrage entre ces places.

67 LE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE GRTgaz 65 Allemagne : créer des capacités de sortie à Obergailbach (2022) Dans le cadre du renforcement du corridor Nord- Sud de l Europe de l Ouest, GRTgaz étudie la possibilité de créer 100 GWh/j de capacités fermes de sortie vers l Allemagne à Obergailbach. Ce projet est considéré dans le plan de développement allemand 2016 en tant que potentielle nouvelle source de gaz afin de répondre aux besoins supplémentaires de gaz H en remplacement du gaz B. Il permettrait un meilleur accès à un approvisionnement en GNL diversifié pour l Allemagne et les pays voisins. Les ouvrages envisagés pour créer ces capacités sont : l le doublement de tout ou partie de l artère du Nord- Est entre Morelmaison (Vosges) et Voisines ; l l adaptation des interconnexions de Morelmaison et Voisines, le cas échéant, Obergailbach ; l le cas échéant, la création d une station de compression à Cheppy (Meuse) ; l le renforcement des compressions à Voisines et Dierrey. Un préalable : l harmonisation des pratiques d odorisation entre la France et l Allemagne Le gaz naturel, généralement inodore, est odorisé par l ajout d un additif (en France un composé sulfuré, le THT) afin d identifier les éventuelles fuites sur les réseaux de distribution et les installations intérieures. Contrairement à la plupart des pays européens, la France et l Espagne réalisent cette opération de manière centralisée, à l entrée sur le réseau de transport. En Allemagne, où cette odorisation est réalisée à l entrée des réseaux de distribution, le gaz odorisé n est autorisé qu en cas de force majeure ou à des teneurs résiduelles très faibles de THT. En l état, les exports de gaz depuis la France vers l Allemagne sont par conséquent impossibles. Cette question est adressée dans le cadre du code réseau interopérabilité adopté en Ce code prévoit que dans le cas où les différentes pratiques représentent une barrière aux échanges transfrontaliers, les opérateurs devront chercher un accord pour lever celles-ci. À défaut d accord, la non odorisation du gaz sera la solution à retenir. Le projet Odicée a pour objectif d éclairer cette problématique. La solution actuellement considérée consiste à décentraliser l odorisation du gaz sur le réseau de GRTgaz. Afin d évaluer la sécurité, la fiabilité et le coût des solutions techniques envisagées d odorisation décentralisée, GRTgaz a lancé en 2015 un pilote, en cours d expérimentation sur deux sites, à Etroeungt (Nord) et Bas-Lieu (Nord). Ces installations apportent à l entrée du réseau de distribution un complément d odorisation à un gaz déjà odorisé. Les résultats concourront à évaluer en 2017 les conditions d un éventuel déploiement sur le réseau principal d une de ces techniques. En parallèle à cette expérimentation, GRTgaz explore des solutions alternatives, comme celle qui consisterait à installer une unité de désodorisation sur l artère du Nord-Est. Le gaz odorisé serait traité par adsorption du THT via un tamis moléculaire. Cette solution, plus économique en termes d investissements mais entraînant des charges opérationnelles, serait adaptée à des flux intermittents. Une solution comparable est actuellement considérée par Fluxys à la frontière entre la Suisse et l Allemagne dans le cadre de son projet de flux rebours sur TENP décidé en Le projet de création des capacités depuis la France vers l Allemagne, y compris l harmonisation des pratiques d odorisation, a été identifié en 2015 comme projet d intérêt commun par l Union européenne, après une analyse coûts bénéfices des projets dans le cadre du TYNDP 2015 de l Entsog. Les bénéfices identifiés étaient un gain de flexibilité pour couvrir la pointe en Allemagne et une meilleure diversification au GNL de l Allemagne et de l Europe centrale, permettant de réduire la dépendance au gaz russe. Les bénéfices mesurés ne permettaient cependant pas de compenser le coût du projet. Une nouvelle analyse coûts bénéfices sera réalisée à l occasion du TYNDP GRTgaz étudie la possibilité de développer des capacités de la France vers l Allemagne, affermies sur la base d outils contractuels. Ce produit, s il est développé, permettra de tester l intérêt du marché pour des capacités d export depuis la France vers l Allemagne. Si la demande du marché est insuffisante pour déclencher le projet, celui-ci pourrait se réaliser si un ou plusieurs pays identifiaient des bénéfices supérieurs au coût du projet, au titre de leur sécurité d approvisionnement ou de leur compétitivité. Une allocation transfrontalière des coûts serait alors nécessaire pour valider le financement du projet.

68 L Espagne et TIGF : renforcer les interconnexions entre la France et l Espagne ( ) Les interconnexions entre la France et l Espagne, situées à Larrau et Biriatou, forment depuis 2014 un point d interconnexion unique : Pirineos. Les capacités d échanges à ce point ont été considérablement renforcées en 2013 et 2015 suite aux «open seasons» réalisées en 2009 et Elles s établissent aujourd hui à 225 GWh/j dans le sens Espagne France. Dans le sens France Espagne, elles s élèvent à 165 GWh/j, auxquelles s ajoutent 60 GWh/j de capacités interruptibles, soit près d un quart de la consommation de gaz espagnole. Poursuivre l intégration de la péninsule ibérique au marché européen de l énergie Le 4 mars 2015, à l occasion d un sommet sur les interconnexions électriques et gazières à Madrid, le Portugal, l Espagne et la France, reconnaissant l importance fondamentale de la mise en œuvre d un marché de l énergie pleinement opérationnel et interconnecté, se sont engagés à étudier le renforcement des connexions entre la péninsule ibérique et les marchés européens de l énergie. À cette fin, un groupe de haut niveau a été constitué, sous l égide de la Commission européenne, avec les autorités compétentes françaises, portugaises et espagnoles. Le projet Midcat (Midi Catalogne) consiste à développer le corridor Nord-Sud en créant une nouvelle interconnexion à l est des Pyrénées. Ce projet figure dans le plan de développement à dix ans de l Entsog (TYNDP) et dans le plan d investissement régional associant le Portugal, l Espagne et la France (GRIP Sud). En juillet 2015, Enagas, TIGF et GRTgaz ont remis aux autorités une étude technique visant à identifier, selon une méthodologie partagée, les infrastructures nécessaires sur leurs réseaux respectifs à la création d une capacité supplémentaire de 230 GWh/j dans le sens Espagne France et de 160 GWh/j dans le sens France Espagne. Cette étude prend en compte les capacités commercialisées en 2015 et la création de la zone unique en France en Pour développer ces capacités et résorber les congestions qui résulteraient de flux Sud-Nord dans le Sud de la France, les ouvrages suivants devront être considérés sur le réseau de GRTgaz : l le doublement de l artère du Rhône entre St- Martinde-Crau et St-Avit (projet Eridan) sur 220 km en DN1200 ; l le doublement de l Arc Lyonnais entre St-Avit et Étrez sur 150 km environ ; RENFORCEMENT DES INTERCONNEXIONS FRANCE-ESPAGNE Montoir-de-Bretagne 225 Dunkerque 160 Trading Region South 230 PEG Nord Oltingue l le doublement de l artère du Midi sur 200 km ; l le renforcement des stations de compression de St- Martin-de-Crau et St-Avit ; l la création d une nouvelle station de compression à Palleau (Saône-et-Loire) ; l la fin du doublement de l artère de Beauce par l artère du Perche sur 63 km entre Cherré et St- Arnoult-des-Bois. Le coût total de ces investissements est estimé à 2,3 Md, auxquels il faut ajouter les investissements sur les réseaux de TIGF et Enagas, ce qui porterait le montant total à près de 3,1 Md. La réalisation de la plupart de ces ouvrages peut être envisagée à l horizon 2022, et 2024 pour l artère du Midi, qui n a pour le moment fait l objet d aucune étude ou de débats publics. Des développements sur les réseaux de TIGF et d Enagas, et limités sur le réseau de GRTgaz au doublement de l Arc lyonnais, à Eridan et à une nouvelle station de compression à Montpellier, permettraient de développer 80 GWh/j dans le sens Nord-Sud et 70 GWh/j dans le sens Sud-Nord. STEP* Midcat Taisnières Fos Tonkin Fos Cavaou Renforcements * STEP : capacités interruptibles. Obergailbach

69 LE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE GRTgaz 67 Enagas et TIGF promeuvent une étape consistant à réaliser uniquement des investissements sur leurs réseaux, à savoir une compression à Martorell, une canalisation de 79 km entre Hostalrich et Figueras, une canalisation de 25 km entre Figueras et la frontière à Le Perthus et une canalisation de 120 km entre la frontière et la station de compression de Barbaira. Selon l étude technique, ce projet, dénommé STEP (South Transit East Pyrénée), ne permettrait pas de créer des capacités fermes supplémentaires entre la France et l Espagne, mais des capacités interruptibles. Les projets Midcat, Eridan et Arc Lyonnais ont été identifiés en 2015 comme projets d intérêt commun par l Union européenne, après une analyse coûts bénéfices des projets dans le cadre du TYNDP 2015 de l Entsog (19). Les bénéfices identifiés consistaient notamment en la réduction de la dépendance au GNL en Espagne et au Portugal et une réduction de la facture énergétique européenne en cas de GNL moins cher que les autres sources. Une nouvelle analyse coûts bénéfices du projet Midcat sera réalisée à l occasion du TYNDP 2017 en prenant en compte les résultats de l étude technique, soit un projet créant 160 GWh/j de capacités dans le sens France Espagne et 230 GWh/j dans le sens Espagne France. Une analyse coûts bénéfices spécifique au projet STEP sera également réalisée en 2017 sous l égide de la Commission européenne dans le cadre du Groupe de Haut Niveau pour les interconnexions franco-ibériques. Le projet pourrait se réaliser si, dans le cadre d une consultation du marché, des expéditeurs manifestaient leur volonté de s engager à long terme. En cas de consultation infructueuse, le projet pourrait se réaliser si un ou plusieurs pays identifiaient des bénéfices supérieurs au coût du projet et quantifiaient ces bénéfices pour l Espagne, le Portugal, la France et, le cas échéant, d autres pays de l Union européenne, au titre de leur sécurité d approvisionnement ou de leur compétitivité. Une allocation transfrontalière des coûts en rapport avec ces bénéfices serait alors nécessaire pour valider le financement du projet. Concernant la sécurité d approvisionnement de la France, la CRE considère dans son rapport sur les interconnexions électriques et gazières en France publié en juin 2016 que, compte tenu de la capacité du système français à faire face à des crises d approvisionnement, Midcat n a pas d utilité. EXTRAIT DE L ÉTUDE TECHNIQUE TRANSMISE PAR GRTgaz, TIGF ET ENAGAS AUX AUTORITÉS ET RÉGULATEURS FRANÇAIS ET ESPAGNOL LE 3 JUILLET 2015 Projet Capacités créées sur le réseau français (Gwh/j, fermes) (Full) Midcat Décrément 1 Décrément 2 France vers Espagne Espagne vers France STEP Coûts en France (M, estimés en 2015) Infrastructures en France TSO N Gazoduc/station de compression Diamètre/puissance Longueur 1 Midi DN PMS 80b x DN900 - PMS 80b 200 km x SC Montpellier (création) 20 MW 2 SC St-Martin (création) 30 MW x x GRTgaz 3 Eridan DN PMS 80b 220 km x x x 4 SC St-Avit (renforcement) + 15 MW x x 5 Arc lyonnais DN PMS 80b 150 km x x x 6 SC Palleau (création) 50 MW x 7 Perche DN900 - PMS 68b 63 km x x TIGF 8 Barbaira-Frontière DN900 - PMS 80b 120 km x x x x 9 Midi DN PMS 80b 40 km x x 10 SC Barbaira 7 MW x x (19) Les capacités considérées en 2014 dans le TYNDP 2015 étaient de 230 GWh/j dans le sens Espagne France et de 80 GWh/j dans le sens France Espagne.

70 4.5 LES DÉVELOPPEMENTS LIÉS AU GNL Raccorder le nouveau terminal de Dunkerque (2015) Ce terminal, d une capacité de 13 Gm 3 /an, a reçu sa première cargaison de GNL le 8 juillet Sa mise en service commerciale est attendue courant novembre 2016, à l issue de la phase d essais. Son raccordement au réseau a conduit à : l créer une artère de liaison de 900 mm de diamètre sur 17 km entre le terminal et la station de compression de Pitgam (Nord) qui acheminera du gaz non odorisé ; l doubler l artère des Hauts de France entre Nédon (Pas-de-Calais) et Cuvilly (Oise) par une canalisation de mm de diamètre sur 123 km ; l construire l Arc de Dierrey sur 180 km entre Cuvilly et Dierrey (Aube), mis en service en 2015, et sur 120 km entre Dierrey et Voisines (Haute-Marne), dont la mise en service est prévue fin 2016 ; l adapter les stations d interconnexion de Pitgam, Cuvilly, Ourcq et Dierrey en 2015, et de Voisines en Ces ouvrages ont augmenté de 520 GWh/j la capacité d entrée à partir de la zone de Dunkerque vers le PEG Nord et la Belgique via le nouveau PIR Alveringem. La décision relative à ce raccordement a été prise le 30 décembre L investissement approuvé par la CRE s élève à M. Les développements du cœur de réseau liés à ce projet (Arc de Dierrey) et à l augmentation des capacités d entrée de Taisnières H (mis en service en 2013) bénéficient d une subvention de l Union européenne de 104 M dans le cadre du programme énergétique européen pour la relance. Accompagner le développement du terminal de Fos Cavaou (2022) Fosmax LNG envisage l extension du terminal de Fos Cavaou de 8 Gm 3 jusqu à 16,5 Gm 3 /an (soit 330 GWh/j) à l horizon 2022, avec une phase intermédiaire de 11 Gm 3 en 2020 (soit 110 GWh/j). À l issue d une concertation publique au printemps 2013, Fosmax LNG poursuit l instruction de son projet. Ce développement pourrait nécessiter : l l adaptation de l interconnexion de St-Martin-de- Crau ; l le doublement de l artère du Rhône entre St-Martin-de-Crau et St-Avit (projet Eridan) ; l le doublement de l Est lyonnais ; l selon les besoins, le renforcement de la compression de St-Martin-de-Crau (Bouches-du-Rhône), St-Avit et Palleau ; l la fin du doublement de l artère de Beauce par l artère du Perche sur 63 km entre Cherré et St- Arnoult-des-Bois. Les ouvrages identifiés sur le réseau de GRTgaz, et pour partie également identifiés pour le projet Midcat, pourraient être réalisés, sous réserve d être approuvés par le régulateur et si Fosmax conclut les accords commerciaux nécessaires à la décision de réalisation de son projet d extension. Accompagner le développement du terminal de Montoir (2022) Elengy envisage de porter la capacité du terminal de Montoir-de-Bretagne de 10 à 12,5 Gm 3 en 2020 ou en 2022, si une nouvelle cuve de GNL est construite. Pour accueillir cette capacité, il faudrait adapter la station de compression d Auvers-le-Hamon, doubler l artère du Maine en DN900 entre Nozay (Loire- Atlantique) et Cherré (Maine-et-Loire) et, le cas échéant, installer une canalisation entre Chémery (Loir-et-Cher) et Dierrey. Les ouvrages identifiés sur le réseau de GRTgaz pourraient être réalisés, sous réserve d être approuvés par le régulateur et si Elengy conclut les accords commerciaux nécessaires à la décision de réalisation de son projet d extension.

71 LE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE GRTgaz LES DÉVELOPPEMENTS LIÉS AU STOCKAGE Accompagner le développement du stockage de Manosque ( ) Géométhane envisage de rénover le stockage de Manosque (Alpes-de-Haute-Provence), d accroître sa capacité d injection en 2020 et sa capacité de soutirage en L augmentation des capacités de soutirage de ce stockage pourrait nécessiter : l l adaptation des stations d interconnexion de St- Martin-de-Crau et Étrez ; l le renforcement de la compression de St-Martinde-Crau. Accompagner le développement du stockage d Étrez et Hauterives Storengy envisage le raccordement d une cavité existante supplémentaire à Étrez et reprend son projet de développement du stockage de Hauterives jusqu alors suspendu. Les projets de développement des capacités de stockage pourraient entraîner l adaptation des stations d interconnexion de St-Martin-de-Crau et d Étrez, et le renforcement de la station de compression de St- Martin-de-Crau. LES DÉVELOPPEMENTS LIÉS AU GNL (VOIR 4.5 EN PAGE PRÉCÉDENTE) St-Arnoult-des-Bois Auvers-le-Hamon Cherré Nozay GWh/j Artère du Maine Chémery Artère du Perche Dierrey Palleau Arc lyonnais Eridan GWh/j

72 4.7 ACCOMPAGNER LE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE GRTgaz EN FRANCE Permettre la conversion des consommateurs de gaz B au gaz H : le projet Tulipe Le réseau de gaz B alimente en gaz naturel la majeure partie de la région des Hauts de France. Le gaz B représente environ 10 % de la consommation française totale et 1,3 million de clients, dont une centaine directement raccordée au réseau de transport. Il est issu principalement du gisement de Groningue aux Pays-Bas. La diminution de la production de ce gisement a d ores et déjà débuté et la France ne devrait plus recevoir de gaz B à l horizon RÉSEAUX DE TRANSPORT DE GAZ B ET H DANS LA ZONE CONCERNÉE PAR LE PLAN DE CONVERSION Boulognesur-Mer Loon Plage Calais Dunkerque Pitgam Lille BELGIQUE Afin d assurer la continuité d approvisionnement des consommateurs, il est nécessaire de convertir ce réseau en gaz à haut pouvoir calorifique (dit «gaz H») qui alimente le reste du territoire français. Outre les modifications des réseaux, ce projet d ampleur nécessite une intervention chez chaque client, notamment pour réaliser l inventaire des appareils alimentés en gaz naturel (process industriels, fours, chaudières, gazinières ) et, dans certains cas, leur réglage, leur modification, voire, dans quelques rares situations, leur remplacement. Abbeville Amiens Arleux Compression de Cuvilly et stockage de Gournay-sur-Aronde Cambrai St-Quentin Taisnières Un cadre législatif et réglementaire français en cours de finalisation La mise en place d un cadre juridique spécifique a constitué un préalable indispensable à la préparation de cette conversion afin notamment de définir le calendrier de l opération, les responsabilités des différents acteurs et les modalités techniques retenues. Ce cadre a été initié par l article 164 de la loi n du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte. Il a ensuite été complété par le décret n du 23 mars 2016, qui précise le cadre réglementaire et l organisation générale de l opération de conversion. Ce décret prévoit la réalisation d une phase pilote sur la période , l élaboration conjointe d un projet de plan de conversion par les gestionnaires de réseaux et de stockage ainsi que la mise en place d un comité de coordination. GRDF, Gazélec Péronne, SICAE Somme et Cambraisis, Storengy et GRTgaz ont collaboré de façon étroite, sous l égide des pouvoirs publics, afin d établir un projet de plan de conversion qui a été soumis aux ministres concernés le 23 septembre Ce plan fera ensuite l objet d un arrêté, après réalisation d une évaluation économique et technique par la CRE. Réseau gaz B Réseau gaz H Compiègne

73 LE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE GRTgaz 71 Un plan de conversion progressif entre 2016 et 2029 La conversion au gaz H de la zone actuelle de consommation de gaz B repose sur un découpage des réseaux de transport et de distribution de gaz B en une vingtaine de secteurs géographiques (carte ci-contre). Le changement du type de gaz acheminé sera réalisé indépendamment et successivement pour chaque secteur, permettant ainsi une conversion progressive de l ensemble de la zone jusqu en 2029 au plus tard, à un rythme compatible avec les interventions nécessaires pour chacun des 1,3 million de clients concernés. DÉCOUPAGE EN SECTEURS POUR LA CONVERSION DE LA ZONE B Boulognesur-Mer Boulognesur-Mer Calais Dunkerque Pitgam Arleux Lille Taisnières Les travaux prévus par GRTgaz pour la phase pilote La majeure partie des coûts prévus pour GRTgaz est liée aux modifications du réseau de transport nécessaires à la mise en œuvre du plan de conversion. Une première série de modifications du réseau de transport sera réalisée pour permettre la conversion en phase pilote des secteurs de Doullens, Gravelines, Grande-Synthe et Dunkerque entre 2018 et Les principaux travaux prévus correspondants sont positionnés sur la carte ci-après. Ces travaux comprennent : 1) pour le secteur de Doullens : la création d un nouveau site à Valhuon, permettant la connexion entre la canalisation des Hauts de France I (réseau H) et celles d Artois (réseau B) et l adaptation du poste de sectionnement existant à Diéval ; 2) pour le secteur de Gravelines : le raccordement des réseaux H et B au niveau du poste existant de Gravelines DP ; 3) pour les secteurs de Grande-Synthe et Dunkerque : un raccordement sur la canalisation des Hauts de France I (réseau H), l extension du poste existant de Brouckerque et la construction d une nouvelle canalisation d environ 2 km en DN200 entre les postes de Brouckerque et de Spycker ; 4) l adaptation du site d Arleux afin de maintenir les injections de gaz de mines pendant la phase pilote et le début de la phase de déploiement du plan de conversion. Modification du poste de Gravelines Calais Abbeville Amiens Stockage de Gournay-sur-Aronde Dunkerque Canalisation de Brouckerque-Spycker Modification du poste de Brouckerque Lille Cambrai Compiègne St-Quentin Adaptation Arleux Maintien des injections de gaz de mines Taisnières Les modifications du réseau GRTgaz nécessaires à la phase pilote seront décidées d ici fin 2016 pour un budget estimé à environ 42 M. Abbeville Amiens Cambrai St-Quentin Une deuxième série de modifications du réseau de transport sera nécessaire à la mise en œuvre de la phase de déploiement de la conversion, actuellement prévue à partir de Nouveau site de prédétente de Valhuon Modification du poste de Diéval Stockage de Gournay-sur-Aronde Compiègne

74 Les conséquences sur l offre de GRTgaz La mise en œuvre du processus de conversion prévu pour les clients particuliers et petits tertiaires raccordés au réseau de distribution nécessite le recours à un gaz appelé «B+». Ce gaz est conforme aux spécifications applicables pour le gaz B, mais avec un indice de Wobbe stabilisé dans une plage de variation plus réduite, en haut de la plage B. Le gaz B+ permet d effectuer le réglage en configuration gaz H des appareils des clients, quand cela est nécessaire, en amont de l arrivée du gaz H. Les spécifications relatives au gaz B+ ont déjà été intégrées dans la réglementation néerlandaise pour le gaz à destination de la Belgique et de la France depuis le 1 er avril En complément, il est prévu de faire évoluer les prescriptions techniques des opérateurs de réseaux et de stockage français afin d y prendre en compte également les exigences du gaz B+. En outre, le projet de plan de conversion soumis aux autorités le 23 septembre 2016 conduit également aux deux évolutions suivantes dans les services offerts par GRTgaz : l tout d abord la disparition du service «pointe» de conversion de gaz H en gaz B à l été 2021, du fait de la conversion au gaz H du réseau auquel est raccordé l adaptateur H/B de Loon Plage ; l puis la diminution de la capacité d entrée ferme à Taisnières B de 230 GWh/j à 115 GWh/j en 2025, du fait de la conversion en gaz H de l une des deux artères d Artois Est entre Taisnières et Arleux (étant précisé que le stockage de Gournay devrait fonctionner en gaz B jusqu en 2026). Ces évolutions correspondent à la vision actuelle de GRTgaz résultant du projet de plan de conversion soumis aux autorités le 23 septembre En particulier, les échéances ci-dessus pourront évoluer si le planning de conversion actuellement envisagé est modifié. GRTgaz n a pas identifié à ce jour de besoin de capacité complémentaire à Taisnières H à l horizon Une augmentation de la capacité en gaz H nécessiterait des investissements dont le déclenchement éventuel dépendra de la demande du marché.

75 LE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE GRTgaz 73 Un projet d infrastructure ambitieux et prioritaire Le projet est indispensable pour assurer la continuité d approvisionnement des consommateurs de gaz B. Mais il permettra aussi d aller au-delà en améliorant la sécurité d approvisionnement en gaz de cette partie du réseau, qui n est aujourd hui alimentée que par un seul point d entrée et une seule source d approvisionnement à Taisnières. Le projet créera de nouvelles connexions avec le reste du réseau de transport et donnera accès à des sources diversifiées de gaz H, ce qui permettra de faire face à un panel plus large de scénarios de défaillances. Le projet conduira également à une amélioration de l efficacité du transport. Le contenu énergétique du gaz H étant plus important que celui du gaz B, les volumes de gaz à transporter seront plus faibles pour un même besoin final. Les consommations d énergie associées au transport sur cette partie du réseau devraient donc être réduites. Enfin, le projet constitue une opportunité pour l amélioration de l efficacité énergétique sur une large zone géographique. En effet, les interventions chez chaque client permettront des conseils individualisés, un réglage plus efficace des appareils de chauffage et l installation d équipements plus modernes. Une coordination à l échelle européenne Une coordination européenne concernant le gaz B a été mise en place au sein de la «Gas Platform», avec des réunions régulières entre les États membres concernés : Pays-Bas, Allemagne, Belgique, Luxembourg et France. Par ailleurs, un accord de collaboration relatif à la conversion du gaz B au gaz H en Belgique et en France a été conclu entre Gasunie Transport Services, Fluxys et GRTgaz. En complément, des échanges techniques réguliers entre opérateurs belges, allemands et français sont organisés afin d échanger sur les processus de conversion dans chaque pays. Enfin, le TYNDP (Ten Year Development Plan) et le North West GRIP (Gas Regional Investment Plan) apporteront un éclairage sur la question du gaz B en fin d année 2016.

76 Permettre la production d électricité à partir de gaz naturel À l horizon 2021, en cohérence avec le bilan prévisionnel de RTE (mise à jour 2016), aucune installation de nouvelle centrale de production d électricité à partir de gaz n est prévue. La centrale de Bouchain est désormais en service depuis l été 2016 et la mise en service d une centrale à Landivisiau, initialement prévue en 2018, ne semble plus atteignable sur cette période, compte tenu d aspects administratifs prolongés. La centrale de Landivisiau nécessite le renforcement du réseau régional au sud de la Bretagne (111 km entre Pleyben et Plumergat). À l horizon 2030, RTE a envisagé, dans la version de 2014 du bilan prévisionnel des scénarios Nouveaux Mix ou Diversification, l installation de nouvelles centrales à cycles combinés (à hauteur de 4 GW) et de nouvelles turbines à combustion pour 2 GW environ (en considérant que les besoins de pointe identifiés seront satisfaits pour moitié par des effacements supplémentaires et pour moitié par de nouvelles TAC gaz). Ces hypothèses ont conduit GRTgaz à faire une hypothèse en variante haute comprenant globalement un doublement du nombre de tranches raccordées au réseau gazier à l horizon Cette volumétrie reste modeste au regard du nombre de centrales raccordées au réseau gazier au Royaume-Uni et en Italie par exemple. Assurer la continuité d acheminement pour ces nouvelles installations ne devrait pas induire de modification très significative du réseau. Néanmoins, selon la localisation et le dimensionnement des futurs projets de CCG/TAC, des renforcements du réseau régional pourraient être nécessaires. Selon l usage qui est fait de ces nouvelles installations, production en semi-base et pointe à l intérieur de la journée ou production en complémentarité de l intermittence des ENR, la consommation de gaz de ces centrales peut présenter de fortes variations de consommation de gaz au cours de la journée. La flexibilité intrajournalière développée sur le réseau par la réalisation des ouvrages récents est de nature à répondre, le cas échéant, à tout ou partie de ces nouvelles modulations de consommation. Ce sujet devra cependant être évalué de façon plus détaillée avec le gestionnaire du réseau de transport d électricité au regard des hypothèses qui seront retenues dans le cadre de la déclinaison de la LTECV. Par ailleurs, GRTgaz fait une hypothèse en variante basse suivant laquelle aucune centrale électrique supplémentaire ne serait construite d ici à Sécuriser l approvisionnement électrique de la Bretagne : le projet Bretagne Sud Comme d autres régions, la Bretagne est caractérisée par un approvisionnement en électricité fragile, alors que sa consommation d électricité augmente plus rapidement que la moyenne nationale. Cela se traduit par un réseau régulièrement saturé, notamment lors des vagues de froid hivernales. La réalisation de la future centrale à cycle combiné gaz de Landivisiau s inscrit dans le cadre du Pacte électrique breton signé par un certain nombre d acteurs économiques et institutionnels (l État, la Région Bretagne, l Ademe et l Anah). Le projet de renforcement du réseau de gaz en Bretagne Sud est nécessaire pour permettre l alimentation en gaz naturel de cette centrale. Les nouvelles capacités de transport de gaz naturel mises à disposition offriront également des perspectives de développement pour les industriels et de nouvelles alternatives énergétiques pour les particuliers. Le projet Bretagne Sud consiste à renforcer le réseau de transport de gaz naturel par la pose d une nouvelle canalisation de 111 km entre Pleyben (Finistère) et Plumergat (Morbihan). L ouvrage a fait l objet, le 20 avril 2015, d une déclaration d utilité publique, suivie, le 16 septembre 2015, d un arrêté ministériel autorisant sa construction et son exploitation. Le budget de réalisation du projet est estimé à environ 100 M. La réalisation de l ouvrage est actuellement suspendue en attendant que le promoteur du projet de CCCG de Landivisiau confirme le calendrier de son projet.

77 LE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE GRTgaz 75 Permettre l injection d hydrogène dans le réseau de gaz naturel : un premier démonstrateur en France Le Power to gas consiste à transformer de l électricité en gaz. Ou, plus précisément, à utiliser de l électricité pour transformer de l eau en hydrogène par électrolyse. L hydrogène ainsi produit joue ensuite le rôle de vecteur énergétique en étant, par exemple, transporté dans le réseau de gaz. 2H 2 O g 2H 2 + O 2 Il est même possible d ajouter une étape à ce processus pour transformer l hydrogène en méthane de synthèse par méthanation (20) et valorisation de CO 2. 4H 2 O + CO 2 g 2H 2 O + CH 4 Le Power to gas favorise l insertion des énergies renouvelables en facilitant l équilibrage des réseaux électriques et en valorisant les surplus de production. C est un levier de plus au service de la convergence croissante des systèmes gaz et électricité. Avec le déploiement massif des énergies renouvelables intermittentes à l horizon 2050, les surplus de production d électricité sont estimés (21) à plus de 50 TWh/ an. Cette quantité se répartit entre des surplus de courte durée et des surplus de longue durée. Or, entre toutes les technologies de stockage connues, le Power to gas semble aujourd hui la technologie la plus adaptée aux stockages de longue durée. L électrolyse pourrait ainsi assurer la gestion de surplus de production du système électrique français d au moins 3 TWh/an en 2030, et plus de 20 TWh/an à l horizon 2050 ce qui représente respectivement un potentiel de 100 puis installations de 10 MW qui fonctionneraient h/an! Avec le projet Jupiter 1000, GRTgaz a pour ambition de mettre en œuvre à l échelle industrielle une installation innovante de production d hydrogène d 1 MWe, constituée de deux électrolyseurs de deux technologies différentes : PEM (membrane) et Alcaline. Le démonstrateur comprendra également une unité de captage de CO 2 sur les cheminées d un industriel voisin et une unité de méthanation pour convertir l hydrogène produit et le CO 2 ainsi recyclé en méthane de synthèse. Ce gaz, neutre en carbone, sera ensuite injecté sur le réseau de transport. Le poste d injection/mélange est conçu par GRTgaz. Coordonné par GRTgaz, ce démonstrateur est à ce jour porté par huit partenaires (GRTgaz, TIGF, McPhy, Atmostat, Leroux & Lotz Technologies, CEA, CNR, Grand Port maritime de Marseille) dont les expertises complémentaires garantissent au projet la maîtrise des technologies mises en œuvre. Ce projet pilote sera localisé à Fos-sur-Mer (Bouchesdu-Rhône), sur une plateforme du Grand Port maritime de Marseille dédiée à l accueil de démonstrateurs en lien avec la transition énergétique. Le projet, d un coût de 30,2 M, est subventionné par l Ademe, la Région PACA et le fonds européen Feder. L investissement de GRTgaz a reçu le soutien de la CRE. L ingénierie et les études se poursuivent actuellement, en vue du dépôt des dossiers de demande d autorisations administratives. La mise en service de l installation est prévue pour la fin Ce projet unique en France permettra d étudier la validité technico-économique du procédé et ainsi d ouvrir la voie à d autres projets Power to gas, en vue du déploiement d une nouvelle filière de production de gaz renouvelable à l horizon SCHÉMA DE PRINCIPE DU PROJET JUPITER 1000 Électrolyse alcaline 0,5 MW Hydrogène Méthanation Injection dans le réseau de transport Électricité Électrolyse PEM 0,5 MW Hydrogène CO 2 Captage et stockage du CO 2 Méthane Méthane ou mélange d hydrogène et de méthane (20) Réaction de Sabatier : conversion chimique de l hydrogène et du CO 2 en méthane de synthèse. (21) Étude Ademe, GRDF, GRTgaz, septembre 2014, téléchargeable sur grtgaz.com.

78 Développer l injection de biométhane dans le réseau de gaz naturel L article 1 de la loi du 17 août 2015 relative à la transition énergétique pour la croissance verte fixe pour objectif de porter la part d énergie renouvelable à 10 % de la consommation de gaz en France en L arrêté du 24 avril 2016 relatif à la programmation des capacités de production d énergie renouvelable précise des objectifs d injection de biométhane de 1,7 TWh/an en 2018 et de 8 TWh/an en Ainsi, et pour être en ligne avec l objectif de la loi, on peut estimer qu à l horizon du plan décennal de développement en 2025, environ 13 TWh/an de biométhane 1G (22) au périmètre France (environ 11 TWh/an sur la zone GRTgaz) devraient être injectés dans les réseaux de gaz. Cela représenterait le raccordement d environ 580 sites d injection (23) sur les réseaux de distribution (environ 540 en zone GRTgaz) et d un peu plus de 70 sur le réseau de transport (une cinquantaine sur le réseau de GRTgaz). Au-delà des difficultés propres aux montages de projets de méthanisation et relayées par la filière (24), se pose la question de la nécessaire adaptation des réseaux gaziers. Ainsi, les quantités de biométhane injectées pourraient être supérieures à la consommation locale de gaz, en particulier en été sur les réseaux de distribution et, dans une moindre mesure, sur les dessertes régionales d un réseau de transport. Ce phénomène est renforcé par le fait que les projets d injection de biométhane 1G sont souvent envisagés dans des zones rurales moins peuplées où les consommations locales de gaz sont d autant plus faibles en été. Afin de maximiser les capacités des réseaux à accueillir les projets d injection de biométhane, les opérateurs de réseaux réunis cherchent à développer différentes solutions. À côté des solutions envisagées par les distributeurs (notamment maillage des réseaux de distribution, «peak-shaving», développement des consommations locales), les développements qui concernent les transporteurs consistent principalement en des installations de compression appelées rebours. Elles permettent des flux inversés par rapport à la normale entre des réseaux de régime de pression différents afin de remonter le surplus de gaz sur les réseaux en amont et ainsi bénéficier de leur plus grande capacité. On peut distinguer deux types de rebours sur les réseaux des transporteurs (25) : l D/T : distribution/transport régional. GRTgaz a réalisé en avril 2015, pour le compte du groupe de concertation «GT Injection» regroupant tous les acteurs de la filière biométhane, une étude de préfaisabilité montrant qu un rebours distribution/ transport régional aurait un coût estimé entre 2 et 3 M l unité ; l T/T : transport régional/transport principal, avec le préalable que les opérateurs de stockage soient en mesure de lever l interdiction qui pèse actuellement sur la présence de biométhane dans les stockages (26). Sur la majeure partie des réseaux régionaux du réseau de GRTgaz, un flux inversé T/T est possible sans installation physique et donc sans investissement complémentaire. Des investissements seraient toutefois nécessaires dans les cas où il existe une prédétente réglementaire. Le coût des aménagements à réaliser dans ces cas est estimé en première approche à un niveau identique à celui d un rebours D/T. Compte tenu du développement actuel de la filière et des échanges entre opérateurs de réseaux de distribution et de transport, une ou deux installations de rebours D/T pourraient être réalisées à l horizon Pour estimer les adaptations de son réseau et les investissements qui pourraient être nécessaires d ici 2025 pour répondre aux objectifs d injection mentionnés auparavant, GRTgaz a conduit une étude statistique sur la probabilité d installer des stations (22) Biométhane 1G ou biométhane par digestion biologique, par opposition au biométhane 2G, obtenu par des moyens thermiques. (23) D après les données extraites des registres de capacités gérés par TIGF et GRTgaz, environ 80 % de l énergie est injectée sur un réseau de distribution, le reste sur un réseau de transport. En moyenne, un projet raccordé sur un réseau de distribution déclare un Cmax de 200 Nm 3 /h, alors qu il est d environ 400 Nm 3 /h sur un réseau de transport. Ces données ont ensuite été extrapolées pour les projections. (24) Financement, fiscalité, niveau de tarif, durée des contrats d achat du biométhane, procédures administratives notamment. Cf. conférence de presse du 21 avril 2016 pour le lancement du Panorama du gaz renouvelable en (25) Des rebours distribution/distribution entre réseaux MBP (400 mbar/4 bar) et MPC (4 bar/25 bar) pourraient aussi s avérer nécessaires. (26) Spécifications AFG Cahier des charges injection de biométhane dans les réseaux de transport de gaz naturel décembre 2010.

79 LE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE GRTgaz 77 de rebours sur son réseau pour absorber les surplus d énergie lorsque l offre dépasse la demande locale. Les premiers résultats indicatifs proposés cette année permettent d apporter des ordres de grandeur avec des sensibilités importantes à des hypothèses jugées structurantes. Ils ne doivent en aucun cas être perçus comme des valeurs figées ou des objectifs, mais bien comme de premiers éclairages pour la collectivité afin d estimer les adaptations du réseau de transport qui pourraient être nécessaires au vu des objectifs de développement de la filière biométhane. Parmi ces hypothèses : la répartition géographique des projets d injection est supposée aléatoire et leur répartition en taille identique à celle observée en 2016 dans le registre de capacités (27) ; un maillage supplémentaire des réseaux de distribution est supposé fait préalablement aux rebours D/T et T/T car supposé moins onéreux ; une certaine capacité du producteur de biométhane et du réseau gazier à absorber les variations horaires du réseau est prise en compte ; une fois installée, la station de rebours est supposée fonctionner un minimum de temps dans l année. Il a également été tenu compte des prévisions de baisse de consommations à l horizon Selon ces hypothèses, on peut estimer qu une trentaine d installations de rebours D/T seraient statistiquement nécessaires d ici 2025 en zone GRTgaz pour répondre aux objectifs fixés par l État. Moins de cinq rebours T/T devraient voir le jour sur le même périmètre. L enveloppe financière d investissement pourrait être de l ordre d une centaine de millions d euros d ici 2025 pour accélérer la transition énergétique. Sans préjuger de qui devrait supporter ces investissements ni du véhicule à utiliser, ils représenteraient euros par projet pour les 600 environ nécessaires à l atteinte des objectifs en zone GRTgaz. Dans les années à venir, les potentiels de production devront être plus précisément estimés et localisés, et le modèle de développement de ces installations de rebours devra être formulé afin de s engager plus avant dans cette voie. CARTE RÉGIONALE DES PRÉVISIONS D INJECTIONS SUR LE RÉSEAU À SUR LA BASE DES PROJETS INSCRITS AU REGISTRE AU 30 JUIN 2016 (GRTgaz et TIGF) Hauts de France 29 projets n > 600 GWh/an > 55 millions Nm 3 /an Bretagne 18 projets Pays de la Loire 18 projets Normandie 29 projets Ile-de-France 14 projets Centre- Val de Loire 13 projets Grand Est 32 projets Bourgogne + Franche-Comté 12 projets n 400 à 600 GWh/an 33 à 55 millions Nm 3 /an n 200 à 400 GWh/an 20 à 35 millions Nm 3 /an n 1 à 200 GWh/an 1 à 20 millions Nm 3 /an n 0 Total général : GWh 813 Nm 3 Nouvelle Aquitaine 29 projets Occitanie 13 projets Auvergne + Rhône-Alpes 15 projets Provence-Alpes- Côte d Azur Corse (27) L impact des productions de biométhane 2G n a donc pas été pris en compte ici, faute de données à ce stade.

80 4.8 LES OUVRAGES MIS EN SERVICE DANS LES TROIS ANS ( ) Les ouvrages dont la mise en service est attendue entre 2016 et 2018 sont détaillés ci-dessous. Leur réalisation a été décidée et prévue dans le plan de financement de GRTgaz. Le conseil d administration a approuvé l enveloppe financière correspondant à leur réalisation. L enveloppe financière pour l année 2017 est soumise à l approbation de la CRE. Enjeux Ouvrages à adapter ou construire Jalons Statut Fluidité de la zone Nord suite à l accroissement de capacités à Dunkerque et Taisnières H l Arc de Dierrey entre Dierrey et Voisines (120 km, DN1200) l Adaptation de l interconnexion de Voisines A - avr B - déc C - déc D - oct E - avr F - nov.2016 A - oct B F C - juil D E F En réalisation Phase pilote du plan de conversion du gaz B au gaz H l Connexion au gaz H des antennes de Doullens, Gravelines, Grande-Synthe et Dunkerque Décision Création de capacités d entrée à partir de la Suisse l Adaptation des interconnexions d Oltingue et de Morelmaison En réalisation Fusion des zones Programme Val de Saône l Doublement de l artère de Bourgogne entre Voisines et Étrez (186 km en DN1200) l Adaptation des stations d interconnexion de Voisines, Palleau et Étrez l Renforcement de la compression d Étrez (+ 9 MW) Programme Gascogne Midi l Adaptation des stations de Cruzy et St-Martin-de-Crau A - avr B - sept C - sept D - avr E - nov F - nov A - nov B - sept C - nov D - S.O. E - déc F - nov En réalisation A - Étude de base B - Approbation des investissements C - Décision d investissement D - Autorisations (arrêté ministériel, DUP) E - Début des travaux F - Mise en service

81 LE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE GRTgaz LES OUVRAGES MIS EN SERVICE APRÈS 2019 La décision de réaliser les autres ouvrages sera prise lorsque : l l intérêt du marché aura été confirmé ; l la décision de réalisation de l infrastructure adjacente aura, le cas échéant, été prise ; l le financement sera assuré ; l l investissement aura été approuvé par la CRE. Pour établir le calendrier des ouvrages à construire, GRTgaz prend en compte les informations indicatives de capacités et de dates de mise en service souhaitées fournies par les opérateurs d infrastructures adjacentes. Les ouvrages à construire ou à adapter, notamment en cœur de réseau, dépendent de l ordre d arrivée et de l importance des besoins d augmentation de capacités d entrée ou de sortie dans la zone de marché considérée. Les ouvrages mentionnés ci-dessous devraient donc être revus si le calendrier des demandes de capacités était modifié. Compte tenu de cette incertitude, les études de dimensionnement ont été réalisées de façon préliminaire pour les échéances éloignées. Des analyses plus approfondies compléteront les premières études lorsque les besoins se préciseront, ce qui pourrait révéler la nécessité d adapter d autres ouvrages. Les dates indiquées prennent en compte les délais moyens de réalisation des ouvrages (voir page 59). Enjeux Renforcement de la Bretagne Sud en prévision du raccordement de la centrale à cycle combiné gaz de Landivisiau Ouvrages à adapter ou construire Mise en service Statut l Renforcement du réseau régional entre Pleyben et Plumergat (111 km en DN1050) (1) 2019 En attente Évolution Augmentation des capacités d entrée à partir du stockage de Manosque l Adaptation de l interconnexion de St-Martin-de-Crau l Le cas échéant, renforcement de la compression de St-Martin-de-Crau Étude Décalé d un an par le promoteur Plan de conversion du gaz B au gaz H l Connexion progressive au gaz H du réseau de transport de gaz B Étude Augmentation des capacités d entrée à partir du terminal de Montoir de 10 à 12,5 Gm 3 /an l Adaptation de la station de compression d Auvers-le-Hamon l Doublement de l artère du Maine et renforcement de la compression de Cherré, le cas échéant l Le cas échéant, création d une artère entre Chémery et Dierrey 2022 En attente de décision du promoteur Avancé d un an par le promoteur Extension du terminal de Fos Cavaou de 8,25 à 11 Gm 3 /an Extension du terminal de Fos Cavaou à 16,5 Gm 3 /an l Eridan (1) : doublement de l artère du Rhône (220 km en DN1200) et adaptation des interconnexions de St-Avit et St-Martin-de-Crau l Le cas échéant, canalisation de l Arc lyonnais (150 km en DN1200) et adaptation des interconnexions d Étrez et St-Avit l Renforcement des stations de compression de St-Martinde-Crau et St-Avit l Le cas échéant, création d une nouvelle station de compression à Palleau l Le cas échéant, la fin du doublement de l artère de Beauce par l artère du Perche (63 km en DN 900) entre Cherré et St-Arnoult-des-Bois En attente de décision du promoteur En attente de décision du promoteur Phase intermédiaire ajoutée par le promoteur Décalé d un an par le promoteur Création de capacités de sortie vers l Allemagne l Installation d une désodorisation sur l artère du Nord- Est ou odorisation décentralisée (programme Odicée) l Le cas échéant, adaptation de l interconnexion d Obergailbach l Doublement de la canalisation Morelmaison-Voisines l Adaptation des interconnexions de Morelmaison et Voisines l Le cas échéant, nouvelle station de compression à Cheppy l Le cas échéant, renforcement de la compression de Dierrey 2022 Intérêt technicoéconomique en discussion au niveau européen Projet pilote odorisation en cours Augmentation des capacités d interconnexion entre la France et l Espagne (1) Autorisation ministérielle de construire et d exploiter délivrée. l Eridan (1) : doublement de l artère du Rhône (220 km en DN1200) et adaptation des interconnexions de St-Avit et St-Martin-de-Crau l Le cas échéant, canalisation de l Arc lyonnais (150 km en DN1200) et adaptation des interconnexions d Étrez et St-Avit l Renforcement des stations de compression de St-Martin-de-Crau et St-Avit l Le cas échéant, création d une nouvelle station de compression à Palleau l Le cas échéant, fin du doublement de l artère de Beauce par l artère du Perche (63 km en DN900) entre Cherré et St-Arnoult-des-Bois l Création d une station de compression à Montpellier ou, le cas échéant, doublement de l artère du Midi (200 km, DN1050) entre St-Martin-de-Crau et-cruzy pour l artère du Midi Intérêt technicoéconomique en discussion au niveau européen Prise en compte de l ajout de l artère du Midi

82 4.10 L ÉVOLUTION PRÉVISIONNELLE DES CAPACITÉS Au 1 er janvier (en GWh/j) Capacité d entrée ZONE NORD Norvège - PIR Dunkerque Belgique - PIR Taisnières H Belgique - PIR Taisnières B Allemagne - PIR Obergailbach Suisse/Italie - PIR Oltingue (1) 100 (1) GNL - PITTM Montoir (2) GNL Dunkerque (PITTM Dunkerque vers zone Nord et Dunkerque vers Belgique) ZONE SUD/TRS GNL - PITTM Fos (2) Espagne (via TIGF) - Pirineos (2) Capacité de sortie ZONE NORD Suisse/Italie - PIR Oltingue Suisse - PIR Jura Belgique (PIR Alveringem et Dunkerque vers Belgique) Allemagne - PIR Obergailbach 100 (2) ZONE SUD Espagne (via TIGF) - Pirineos (2) Capacité de la liaison Nord-Sud Zone Nord vers zone Sud/TRS Fusion (3) Fusion (3) Zone Sud/TRS vers zone Nord Fusion (3) Fusion (3) Capacités au 1 er janvier (4) (en GWh/j) Gaz H vers gaz B service pointe (interruptible) Gaz B vers gaz H (interruptible) (1) Type de capacité à définir en lien avec la capacité proposée à Obergailbach, à laquelle s ajoutent 100 GWh/j de capacités interruptibles. (2) Capacité prévisionnelle, non décidée. (3) En pratique, les ouvrages décidés pour fusionner ne créent aucune capacité Sud vers Nord. En effet, les scénarios de flux envisagés lors de l étude technico-économique pour la fusion ne nécessitaient pas de développement de capacités dans cette direction. (4) Cette évolution correspond à la vision actuelle de GRTgaz résultant du projet de plan de conversion soumis aux autorités le 23 septembre Elles pourront évoluer, notamment si le planning de conversion actuellement envisagé est modifié.

83 LE DÉVELOPPEMENT DU RÉSEAU DE GRTgaz 81

84 + ANNEXE 1 L UTILISATION DES INTERCONNEXIONS Points d importation GNL Fos (GWh/j) GNL Montoir (GWh/j) //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/2016 n Flux maximum Flux moyen mensuel Capacité technique NORVÈGE Dunkerque (GWh/j) //01/ //03/ //05/ //07/ //09/ //11/ //01/ //03/ //05/ //07/ //09/ //11/ //01/ //03/ //05/ //07/ //09/ //11/ //01/ //03/ //05/ //07/ //09/ //11/ //01/ //03/ //05/ //07/ //09/ //11/ //01/ //03/ //05/ //17/2016 n Flux maximum Flux moyen mensuel Capacité technique Capacité ferme

85 ANNEXE 1 : UTILISATION DES INTERCONNEXIONS 83 Points d interconnexion FRANCE-BELGIQUE TAISNIÈRES H Taisnières H (GWh/j) FRANCE-BELGIQUE TAISNIÈRES B Taisnières B (GWh/j) //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/2016 n Flux maximum Flux moyen mensuel Capacité technique Capacité ferme FRANCE-ALLEMAGNE Obergailbach (GWh/j) FRANCE-SUISSE Oltingue (GWh/j) //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ //10/ //01/ //04/ //07/ FRANCE-ESPAGNE janv.-11 avr.-11 juil.-11 oct.-11 janv.-12 avr.-12 juil.-12 oct.-12 janv.-13 avr.-13 juil.-13 oct.-13 janv.-14 avr.-14 juil.-14 oct.-14 janv.-15 avr.-15 juil.-15 oct.-15 janv.-16 avr.-16 juil //01/ //03/ //05/ //07/ //09/ //11/ //01/ //03/ //05/ //07/ //09/ //11/ //01/ //03/ //05/ //07/ //09/ //11/ //01/ //03/ //05/ //07/ //09/ //11/ //01/ //03/ //05/ //07/ //09/ //11/ //01/ //03/ //05/ //17/2016 n Flux maximum Flux moyen mensuel Capacité technique Capacité ferme (GWh/j) n Maximum entrée/sortie Entrée Sortie Flux Capacités techniques entrée/sortie Capacité ferme

86 + Liaisons LIAISON NORD-SUD (GWh/j) janv.-11 mars-11 mai-11 juil.-11 sept.11 nov.11 janv.-12 mars-12 mai-12 juil.-12 sept.12 nov.12 janv.-13 mars-13 mai-13 juil.-13 sept.13 nov.13 janv.-14 mars-14 mai-14 juil.-14 sept.14 nov.14 janv.-15 mars-15 mai-15 juil.-15 sept.15 nov.15 janv.-16 mars-16 mai-16 juil.-16 n Maximum Nord-Sud Capacité technique Capacité effective Flux Nord-Sud Capacité ferme

87 ANNEXE 1 : UTILISATION DES INTERCONNEXIONS 85

88 + ANNEXE 2 LES SOUSCRIPTIONS AUX INTERCONNEXIONS Taisnières H et B depuis la Belgique TAISNIÈRES H TAISNIÈRES B (GWh/j) (GWh/j) janv.-11 nov.-11 sept.-12 juil.-13 mai-14 mars-15 nov.-16 sept.-17 janv.-16 juil.-18 mai-19 mars-20 janv.-21 nov.-21 sept.-22 juil.-23 mai-24 0 janv.-11 nov.-11 jui.-12 avr.-13 janv.-14 oct.-14 juil.-15 avr.-16 janv.-17 oct.-17 juil.-18 avr.-19 janv.-20 oct.-20 juil.-21 avr.-22 janv.-23 oct.-23 n Souscriptions n Disponible n Part réservée pour le court terme Capacité technique Dunkerque et Obergailbach DUNKERQUE DEPUIS LA NORVÈGE (GWh/j) OBERGAILBACH DEPUIS L ALLEMAGNE (GWh/j) janv.-11 nov.-11 sept.-12 juil.-13 mai-14 0 mars-15 janv.-16 nov.-16 sept.-17 juil.-18 mai-19 mars-20 janv.-21 nov.-21 sept.-22 juil.-23 mai-24 janv.-11 août-11 mars-12 oct.-12 mai-13 0 déc.-13 juil.-14 févr.-15 sept.-15 avr.-16 nov.-16 janv.-18 août-18 mars-19 juin-17 oct.-19 mai-20 déc.-20 juil.-21 févr.-22 sept.-22 avr.-23 nov.-23 juin-24 n Souscriptions n Disponible n Part réservée pour le court terme Capacité technique

89 ANNEXE 2 : LES SOUSCRIPTIONS AUX INTERCONNEXIONS 87 Oltingue OLTINGUE VERS LA SUISSE ET L ITALIE (GWh/j) janv.-11 août-11 mars-12 oct.-12 mai-13 déc.-13 juil.-14 févr.-15 sept.-15 avr.-16 nov.-16 juin-17 janv.-18 août-18 mars-19 oct.-19 mai-20 déc.-20 juil.-21 févr.-22 sept.-22 avr.-23 nov.-23 juin.-24 n Souscriptions n Disponible n Part réservée pour le court terme Capacité technique La liaison Nord-Sud VERS LE SUD (GWh/j) VERS LE NORD (GWh/j) janv.-11 juil.-11 janv.-12 juil.-12 janv.-13 juil.-13 janv.-14 juil.-14 janv.-15 juil.-15 janv.-16 juil.-16 janv.-17 juil.-17 janv.-18 juil janv.-11 juil.-11 janv.-12 juil.-12 janv.-13 juil.-13 janv.-14 juil.-14 janv.-15 juil.-15 janv.-16 juil.-16 janv.-17 juil.-17 janv.-18 juil.-18 n Souscriptions n Disponible n Part réservée pour le court terme Capacité technique Les stockages INJECTION SOUTIRAGE (GWh/j) (GWh/j) juil.-12 sept.-12 janv.-13 mars-13 mai-13 nov.-12 juil.-13 sept.-13 nov.-13 mai-14 juil.-14 janv.-14 mars-14 janv.-15 mars-15 mai-15 sept.-14 nov.-14 juil.-15 sept.-15 nov.-15 janv.-16 mars-16 0 juil.-12 sept.-12 janv.-13 mars-13 mai-13 nov.-12 juil.-13 sept.-13 nov.-13 mai-14 juil.-14 janv.-14 mars-14 janv.-15 mars-15 mai-15 sept.-14 nov.-14 juil.-15 sept.-15 nov.-15 janv.-16 mars-16 n Nord B n Nord-Atlantique ferme n Nord-Est n Nord-Ouest n Sud-Atlantique ferme n Sud-Est n Nord-Atlantique interruptible n Sud-Atlantique interruptible

90 + ANNEXE 3 LA CRÉATION D UN POINT D ÉCHANGE GAZ (PEG) UNIQUE FRANCE GRTgaz commercialise ses prestations d acheminement sous forme de capacités d accès à deux zones d entrée/sortie ou zones d équilibrage reliées par une liaison Nord-Sud. Les capacités proposées sont fondées sur différentes hypothèses en conditions normales d exploitation. Les expéditeurs peuvent demander l acheminement de leur gaz entre tout point d entrée et de sortie de chaque zone dans les limites des capacités d acheminement qu ils ont souscrites. Fusionner les deux zones d équilibrage de GRTgaz pour créer un PEG unique élargira considérablement le nombre de schémas de flux que le réseau physique devra satisfaire, ce qui nécessite des investissements importants. Montoir Zone de transit Dunkerque Taisnières Zone de collecte Obergailbach Oltingue Afin de limiter les coûts de la fusion des zones d équilibrage Nord et Sud de GRTgaz, une étude a été confiée au cabinet Pöyry. Elle a permis de calibrer les renforcements nécessaires pour couvrir un ensemble de schémas de flux partagés avec le marché. GRTgaz proposera ainsi une offre adaptée aux besoins usuels des expéditeurs et mettra en œuvre des mécanismes contractuels lorsque les schémas sortiront des hypothèses initiales. Pirineos Zone en déficit de gaz Fos Sud-Est Un scénario de flux partagé avec le marché En 2013, la CRE a demandé au cabinet Pöyry de réaliser une analyse coûts bénéfices pour la création d un PEG unique France à l horizon 2018, sur la base d une solution combinant investissements et mécanismes de marché. Cette analyse s est appuyée sur des scénarios de flux sur vingt ans, fondés sur différentes hypothèses macroéconomiques. L un de ces scénarios a été identifié comme structurant pour la création du PEG unique France. Il correspond au prolongement de la situation rencontrée à l époque, combinant un faible développement des usages du gaz en Europe et la persistance d un écart de prix entre l Asie et l Europe, détournant le GNL des terminaux européens. Plus généralement, ce scénario correspond à une situation de spreads défavorables à la place de marché France par rapport aux places de marché du nord de l Europe, qui bénéficient d un gaz moins cher. Ce scénario exige d importantes capacités de transit du Nord vers le Sud. Les transporteurs ont donc cherché à déterminer les renforcements les plus efficaces pour acheminer vers le Sud des quantités importantes de gaz collectées aux points d interconnexion situés au Nord. Au regard de ce scénario, le réseau de transport français peut se décomposer en trois grandes zones : l une zone Nord de collecte, dont les ouvrages réalisent l exutoire des points d interconnexion «gazeux» ; l une zone intermédiaire de transit, qui achemine les flux collectés au Nord vers le Sud via la liaison Nord-Sud ; l une zone en déficit de gaz dans le Sud, dont l alimentation dépend très largement des capacités de transit Nord-Sud en l absence de GNL dans les terminaux de Fos et qui souffre par ailleurs d une congestion interne contraignante pour l alimentation du Sud-Est. Un scénario de développement adapté au scénario de flux attendu Au cours de l étude technicoéconomique du cabinet Pöyry, GRTgaz et TIGF ont identifié un scénario de renforcement combiné de leurs infrastructures qui s est avéré le plus efficace pour atteindre l objectif de création d un PEG unique France : la solution «Val de Saône + Gascogne Midi». Elle consiste à : l doubler l artère de Bourgogne entre les stations de Voisines et d Étrez (programme Val de Saône), ce qui permet de développer les transits par l est, voie la plus courte entre la zone de collecte au Nord et la zone à alimenter au Sud ; l renforcer l axe Ouest-Est au Sud (programme Gascogne Midi), qui désenclave le Sud-Est en créant une alimentation supplémentaire de cette zone par l ouest. L analyse technicoéconomique du cabinet Pöyry conclut à l intérêt sur le long terme de cette solution pour le marché français du gaz. La CRE a délibéré le 7 mai 2014 pour demander aux opérateurs de transport de mettre en œuvre ces programmes afin de réaliser le PEG unique France à l horizon Il faut toutefois noter que si ces renforcements représentent l optimum économique pour ancrer le PEG France aux places du nord de l Europe, ils ne développent pas de capacités du Sud vers le Nord sur le réseau de GRTgaz. Des mécanismes exceptionnels pour les schémas exceptionnels Ces ouvrages vont accroître la capacité à transiter du gaz du Nord vers le Sud, mais ne couvriront pas tous les schémas de flux susceptibles d être demandés par le marché. Pour ces situations,

91 ANNEXE 3 : LA CREATION D UN POINT D ECHANGE GAZ (PEG) UNIQUE FRANCE 89 plus sensibles en été, des mécanismes complémentaires devront être utilisés pour garantir une alimentation minimale à l aval des limites du réseau. Les transporteurs GRTgaz et TIGF ont lancé un projet commun pour définir ces mécanismes en collaboration avec le marché. Selon les projections du cabinet Pöyry en 2013, les situations de tension résiduelles auront un caractère ponctuel. Les renforcements envisagés permettront de fait de prendre en charge la plupart des schémas de flux attendus dans les différents scénarios économiques. D ici à la mise en œuvre de la place de marché unique, GRTgaz continuera d optimiser l utilisation des infrastructures existantes, en coopération avec les opérateurs adjacents, et d adapter les règles d accès aux capacités de la liaison Nord-Sud, si nécessaire. LA SOLUTION VAL DE SAÔNE + GASCOGNE MIDI Montoir Dunkerque PEG unique France Taisnières Voisines Palleau Étrez Obergailbach Oltingue Programme Val de Saône Une gestion des limites du réseau mutualisée selon le principe des «super-points» Pour optimiser le recours aux mécanismes contractuels et utiliser au mieux la flexibilité disponible du marché, la gestion des limites du réseau se fera selon le principe des «super-points». Concrètement, cela signifie que pour éviter l atteinte d une limite, les transporteurs feront appel aux mécanismes contractuels de manière mutualisée sur l ensemble des points situés en amont ou en aval de cette limite : l la somme des entrées et sorties amont ne devant pas dépasser la valeur de saturation du réseau ; l ou la somme des entrées et sorties aval devant respecter un minimum d approvisionnement. En mutualisant ainsi la contrainte sur plusieurs points, les transporteurs laisseront le plus de souplesse possible aux expéditeurs pour rééquilibrer leurs schémas d approvisionnement, sans contraindre un point plus qu un autre. Gascogne Pirineos Barbaira Programme Gascogne Midi St-Martinde-Crau Cruzy Midi Sud-Est LIMITES RÉSIDUELLES APRÈS CRÉATION DU PEG UNIQUE Dunkerque Fos Taisnières Obergailbach Dunkerque Dunkerque LNG Alveringem Taisnières H Montoir Oltingue Obergailbach Montoir Oltingue Sud-Est Fos Pirineos Sud-Est Fos

92 + ANNEXE 4 LA DÉTERMINATION DES CAPACITÉS COMMERCIALES DU RÉSEAU GRTgaz commercialise l acheminement du gaz sous forme : l de capacités fermes dont l utilisation est garantie contractuellement à l expéditeur pendant la durée de sa souscription dans des conditions normales d exploitation ; l 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 implique des investissements supplémentaires ou la mise en œuvre de mécanismes contractuels permettant de couvrir leur utilisation. La détermination des capacités Les capacités commercialisables sur les différents points du réseau sont interdépendantes. Elles sont déterminées en étudiant les scénarios susceptibles d entraîner des congestions. Les capacités fermes retenues sont les capacités maximales n engendrant pas de congestion dans des conditions standard d utilisation du réseau. Cette approche a été enrichie pour la création du marché unique à l horizon Dans certains scénarios, la disponibilité des capacités peut être garantie par des mécanismes contractuels. Cela permet de limiter les investissements pour couvrir des situations jugées peu probables ou non critiques, mais qui empêcheraient de proposer toutes les capacités selon les critères actuels. La détermination des capacités dépend des caractéristiques du réseau La modélisation permettant de déterminer les capacités d un réseau fait intervenir de nombreux paramètres, notamment les caractéristiques techniques des infrastructures, les contraintes d exploitation du réseau et la qualité du gaz transporté. Les caractéristiques techniques des infrastructures l Le 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 prévisionnels pour les projets d infrastructure nouvelle. l 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 conditionnent 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. l 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). l Les caractéristiques d autres ouvrages, comme les vannes de régulation, qui génèrent des pertes de charge singulières, influent sur les capacités. Les contraintes d exploitation Les 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 à GRTgaz de satisfaire : l ses obligations de service public en matière d alimentation de réseaux de distribution ; l ses engagements contractuels auprès des clients industriels, lesquels sont précisés dans les contrats de raccordement conclus avec chacun d eux. Le pouvoir calorifique du gaz La capacité physique d un réseau de transport s exprime en débit volumique (m 3 ), alors que les transactions entre expéditeurs ou consommateurs sont réalisées en énergie (kwh). Pour commercialiser des capacités cohérentes avec les besoins de ses clients, GRTgaz établit des hypothèses sur le pouvoir calorifique du gaz entrant sur le réseau à partir des flux observés à chaque point d entrée. L offre est aussi dimensionnée selon les hypothèses d utilisation du réseau GRTgaz dimensionne aussi son offre sur la base d hypothèses d utilisation du réseau afin de proposer des capacités en adéquation avec les besoins du marché. Les capacités étant interdépendantes et, pour certaines, concurrentes. GRTgaz privilégie les capacités les plus utiles. La répartition des flux Les 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 offre en conséquence. Ces hypothèses ou scénarios de flux sont élaborés à partir de la connaissance des flux passés et de leurs évolutions prévisionnelles. Elles couvrent une large plage de cas climatiques, de la pointe de froid (28) aux consommations minimales du mois d août et en fonction de l utilisation des stockages souterrains selon les températures et la demande de gaz naturel.

93 ANNEXE 4 : LA DÉTERMINATION DES CAPACITÉS COMMERCIALES DU RÉSEAU 91 Les conditions d exploitation La détermination des capacités est donc réalisée pour des conditions normales d exploitation, fondées sur des hypothèses de pleine disponibilité des ouvrages et de répartition des flux considérées comme réalistes et acceptables. Le cadre de validité des capacités fermes proposées par GRTgaz permet à chaque expéditeur de satisfaire à ses obligations de service public (29), notamment par des soutirages des stockages souterrains l hiver et leur remplissage l été. CLER est atteinte, il existe une congestion sur le réseau : le fonctionnement du réseau nécessite alors des flux minimaux sur les points d entrée situés au-delà de la congestion. Les conditions majeures portent sur les points d entrée terrestre du Nord de la France (congestion Nord) et sur l approvisionnement du Sud-Est de la France (congestion Sud-Est). Ces conditions particulières sont partagées avec le marché, notamment au travers de la démarche «Winter Outlook», publiée par GRTgaz à chaque hiver gazier depuis Les situations particulières L exploration des différentes stratégies d approvisionnement possibles, dont certaines sortent des hypothèses de flux réalistes et acceptables, conduit GRTgaz à identifier des conditions limites d exploitation du réseau (CLER). Dès lors qu une (28) Soit une température extrêmement basse trois jours de suite, tel qu il s en produit statistiquement une tous les cinquante ans : décret n du 19 mars 2004 relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz. (29) Décrets n et n du 21 août 2006 relatifs à l accès aux stockages souterrains de gaz naturel.

94 + ANNEXE 5 LA RÉALISATION DES GRANDS PROJETS 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. 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 éviter, de les limiter et de les compenser. Une politique active de concertation 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 plusieurs projets récents. Ils permettent aux équipes de GRTgaz 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. GRTgaz s efforce de satisfaire le mieux possible les attentes exprimées et d apporter des garanties en réponse aux enjeux écologiques, agricoles et socioéconomiques des territoires traversés. Une charte formalise les engagements territoriaux de l entreprise dans le cadre d une démarche volontaire et spécifique à chaque projet. Assurer la sécurité Les obligations réglementaires liées à la sécurité et à l environnement conditionnent une partie significative des investissements. GRTgaz met en œuvre une gestion rigoureuse pour assurer la sécurité industrielle et la sûreté du réseau de transport. Chaque projet fait l objet d une étude de sécurité qui se concrétise par des mesures de protection renforcées : canalisations plus épaisses, dalles de protection, surveillance particulière. Les canalisations sont en acier et les soudures contrôlées par radiographie ou ultrasons. Un revêtement isolant et un système de protection cathodique préservent les canalisations de la corrosion. 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. Recenser et valoriser le patrimoine archéologique GRTgaz a conclu un partenariat avec l Institut national de recherches archéologiques préventives (Inrap) dans un double objectif : préparer les interventions des archéologues très en amont des chantiers pour leur donner le temps nécessaire aux fouilles, sans retarder le calendrier des grands projets, et valoriser les découvertes réalisées. Préserver les activités agricoles 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 : les couches de terre préalablement triées sont remises en place, les fossés et talus reprofilés, les clôtures et les drainages rétablis. Respecter l environnement, favoriser la biodiversité Agir pour la biodiversité est un axe majeur de la politique de développement durable de GRTgaz, dont l engagement est reconnu par le label «Stratégie nationale pour la biodiversité». Des écologues interviennent très en amont des tracés pour établir des inventaires, puis tout au long des chantiers et des travaux de restauration. Membre fondateur du Club Infrastructures linéaires et Biodiversité, GRTgaz a conclu des partenariats avec la Fédération des parcs naturels régionaux de France, l Office national des forêts, le Muséum national d histoire naturelle et Natureparif afin de mettre en œuvre les meilleures pratiques de pose des canalisations et d entretien des bandes de servitude. Leur gestion écologique dans les zones sensibles et les traversées de forêts permet à des espèces rares de prospérer. GRTgaz s attache aussi à valoriser le patrimoine naturel. Il s est engagé au côté du Fonds de dotation pour la biodiversité (FDB) afin de soutenir la réalisation d Atlas de la biodiversité. Il contribue à la création, l aménagement et l entretien de sentiers de randonnées dans le cadre d un partenariat avec la Fédération française de la randonnée pédestre. Minimiser l impact des installations Les installations de surface sont intégrées le mieux possible dans leur environnement. Les options techniques les moins émettrices de CO 2 et d émissions polluantes sont privilégiées. GRTgaz remplace ainsi les anciens compresseurs de ses stations par des électrocompresseurs ou des turbocompresseurs à haut rendement. Grâce à ce programme, les rejets d oxyde d azote (NO X) ont été divisés par 10 et les émissions de CO 2 réduites de 47 % depuis Les schémas d exploitation du réseau sont optimisés pour réduire en permanence sa consommation d énergie motrice, actuellement limitée à 0,5 % de l énergie transportée. GRTgaz recourt aussi à des procédés innovants pour limiter les échappements de gaz lors des opérations de maintenance et de réparation. «Gas booster» permet ainsi de récupérer et de réinjecter le gaz dans le réseau via un compresseur mobile.

95 ANNEXE 5 : LA RÉALISATION DES GRANDS PROJETS 93 Pavillon Vert : le symbole de l engagement de GRTgaz sur les chantiers à enjeux La démarche Pavillon Vert matérialise la volonté de GRTgaz d agir selon les principes du développement durable dans la conduite de ses chantiers à enjeux : l sécurité sur le chantier et aux abords, actions pour l emploi et retombées économiques locales, qualité de l information et des relations avec les partenaires et riverains ; l usage économe de l eau et de l énergie, mesures préventives contre les risques de pollution, limitation des déplacements des engins de chantier ; l 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 en début, milieu et fin de chantier. 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 paysager, hôtellerie, restauration, commerce de proximité, etc. GRTgaz travaille avec les chambres de commerce et d industrie et Pôle emploi pour associer les entreprises locales et les demandeurs d emploi à ses chantiers.

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98 Crédits photographiques Couverture : Nicolas Dohr/GRTgaz. Intérieur : Arkema, Claude Dazat/GRTgaz, Nicolas Dohr/GRTgaz, Philippe Dureuil/GRTgaz, Elengy/ Altivue, Philippe Grollier/GRTgaz, Noël Hautemanière/GRTgaz, Olivier Jacques/GRTgaz, Arnaud Joron/GRTgaz, Éric Larrayadieu/ GDF SUEZ/Interlinks Image, Cédric Martigny/GRTgaz, Henri Mayor/GRTgaz, Hubert Mouillade/GRTgaz, François Moura/GDF SUEZ/ Abacapress, Parlement européen, Gilles Perraud/GRTgaz, Sébastien Podvin/Creative Commons, Rama/Creative Commons, Ka Teznik/Creative Commons, Philippe Thery/Philtyphoto.com/GRTgaz, Mathieu Thouseau/GRTgaz, Sophie Tregan/GRTgaz, Volkswagen Groupe France.

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