Construisons le transport de demain

Transcription

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

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

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

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

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

6 Le cadre du plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz Le Code de l énergie transpose en droit français la directive et les règlements européens fixant les conditions d accès aux infrastructures gazières et les règles communes applicables au marché intérieur du gaz naturel. Dans ce cadre, GRTgaz élabore chaque année un plan décennal de développement de son réseau de transport de gaz en France (1) et le soumet pour examen à la Commission de régulation de l énergie (CRE). Le plan décennal de GRTgaz s inscrit dans le cadre des politiques énergétiques européenne et française. Il intègre les obligations faites aux transporteurs en matière de sécurité d approvisionnement. Il prend en compte les besoins et les projets des parties intéressées aux niveaux national, supranational et européen. Il est fondé sur l offre et la demande de gaz existantes et sur des prévisions raisonnables de développement à moyen terme des infrastructures gazières, de la consommation et des échanges internationaux : il identifie les principales infrastructures de transport de gaz à construire ou renforcer dans les dix ans à venir ; il répertorie les investissements décidés ou à réaliser dans un délai de trois ans ; il présente un calendrier prévisionnel pour l ensemble des investissements évoqués en distinguant les projets décidés et non décidés. L analyse et les projets présentés dans ce document concernent essentiellement le réseau principal. Le réseau de transport se décompose en effet en deux ensembles : Le réseau principal relie les points d interconnexion avec les réseaux de transport adjacents, les terminaux méthaniers et les stockages. Constitué de canalisations de 600 mm à mm de diamètre, il comporte une partie maillée dans laquelle le gaz peut circuler dans les deux sens : le cœur de réseau. Les investissements opérés sur le cœur de réseau bénéficient potentiellement à l ensemble des points d entrée et de sortie dans la zone d équilibrage concernée (2). Le réseau régional achemine le gaz du réseau principal jusqu aux réseaux de distribution et aux grands consommateurs, industriels et centrales utilisant le gaz naturel pour produire de l électricité. Il est composé de canalisations de diamètre généralement inférieur à 600 mm et sauf cas particulier, le gaz y circule dans un seul sens. 2 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

7 L identification de nouveaux projets ou de nouveaux besoins s appuie sur un important dispositif de concertation : la «Concertation Gaz» en France, les initiatives gazières régionales (GRI (3) ) Nord-Ouest et Sud au niveau supranational, les travaux conduits sous l égide de l ENTSOG (4) pour élaborer les plans d investissement régionaux (GRIP) et le plan décennal de développement des réseaux européens, le Ten Year Network Development Plan (TYNDP) dont la troisième édition en consultation a été publiée le 21 février 2013, ainsi que des rencontres bilatérales avec des opérateurs adjacents. La CRE recueille l avis du marché, vérifie que les besoins d investissement sont bien couverts et s assure de la cohérence des projets de développements nationaux avec le plan de développement à dix ans du réseau européen (TYNDP). Elle contrôle la réalisation des investissements des trois premières années, qui sont engageants. Au sein de GRTgaz, le responsable de la conformité (5) vérifie la bonne exécution du plan. Sous réserve des compétences attribuées en propre à la CRE, sa mission, fixée par le Code de l énergie, consiste à veiller à la conformité des pratiques de GRTgaz avec ses obligations de gestionnaire de réseau de transport indépendant (ITO). Le plan de développement prend en compte les résultats de la consultation publique réalisée par la CRE en novembre 2012 et la délibération de la CRE du 20 décembre 2012 (6). Il intègre les éléments contenus dans le plan de développement à dix ans du réseau européen élaboré par l ENTSOG (TYNDP) ainsi que les éléments apportés par les opérateurs adjacents. À cet égard, il faut rappeler qu une grande partie des ouvrages à construire ou à renforcer est conditionnée par les projets d autres opérateurs dont les décisions d investissement ne sont pas prises. Pour les projets en attente d une décision de réalisation, les éléments financiers présentés reposent sur des estimations. À ce titre, les chiffres ne sont donnés qu à titre indicatif. Compte tenu des incertitudes du marché et des projets dans un contexte énergétique en forte évolution, ce document n engage pas la responsabilité de GRTgaz au-delà des obligations légales quant à la réalisation de tous les développements envisagés. (1) Directive européenne n 2009/73/CE et ordonnance n du 9 mai 2011 déclinant en droit français cette directive. (2) En France, un expéditeur peut demander le transport de son gaz de tout point d entrée vers tout point de sortie d une même zone de marché dans la limite des capacités souscrites à ces différents points. Sa seule obligation est d équilibrer entrées et sorties sur la journée gazière. GRTgaz compte deux zones d équilibrage : la zone Nord et la Zone Sud. (3) Gas Regional Initiative, mis en place en 2006 à titre de mesure intermédiaire dans la transition des marchés nationaux de l électricité et du gaz vers un marché intérieur unique de l énergie. La France participe à deux des trois régions définies pour le gaz. (4) European Network of Transmission System Operators for Gas, l association européenne des transporteurs de gaz naturel. (5) Claude Doerflinger : [email protected]. (6) Délibération de la Commission de régulation de l énergie du 20 décembre 2012 relative à l examen des plans décennaux de développement et portant approbation des programmes d investissements pour l année 2013 de GRTgaz. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

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

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

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

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

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

13 Des capacités de sortie accrues de 60 % à horizon 2016 (+ 340 GWh/j). Les renforcements décidés au 30 juin 2013 porteront les capacités de sortie à 888 GWh/j d ici Grâce à la création d un point de sortie à Veurne, alimenté par une canalisation transportant du gaz non odorisé depuis Dunkerque, GRTgaz acheminera pour la première fois du gaz à destination de la Belgique et des marchés du nord de l Europe qui n accueillent pas de gaz préalablement odorisé sur leurs artères de grand transport. L évolution des capacités d entrée L évolution des capacités de sortie 5000 GWh/j 1250 GWh/j GNL: GWh/j Oltingue : +100 GWh/j Espagne : +255 GWh/j Obergailbach, Oltingue, PIR Midi GWh/j 3500 Dunkerque GNL: +250 GWh/j PIR Tainsière H : +50 GWh/j PIR Midi : +175 GWh/j Veurne : GWh/j PIR Midi : + 70 GWh/j Base GNL et PIR - Décidé GNL et PIR - Non décidé Base Décidé Non décidé : Le développement des capacités fermes d entrée et de sortie sur le réseau de GRTgaz Capacités d'entrée* 2013 Décidées Envisagées 2022 Norvège (Gassco) 585** Belgique 570 H** 230 B 50 H H 230 B Allemagne TIGF (Espagne) Terminaux méthaniers zone Nord Terminaux méthaniers zone Sud Total 2865 GWh/j GWh/j GWh/j GWh/j Capacités de sortie* 2013 Décidées Envisagées 2022 Belgique Suisse/Italie Espagne/TIGF Allemagne Total 548 GWh/j GWh/j GWh/j GWh/j * hors stockages. ** cf. délibération CRE du 31 mars 2011 : jusqu en décembre 2013, GRTgaz commercialise 15 GWh/j supplémentaires à Dunkerque, cela s accompagne d une diminution de 20 GWh/j de capacité ferme à Taisnières H. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

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

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

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

17 13. Des prévisions de demande à long terme incertaines en Europe Avec d une part, la crise économique et l essor des énergies renouvelables en Europe et d autre part, la mondialisation des marchés, ce dont témoignent l impact de Fukushima et des énergies non conventionnelles Nord américaines sur le GNL, le charbon et le pétrole, prévoir la consommation de gaz naturel à long terme s avère plus aléatoire que par le passé. L évolution des prévisions de référence de l AIE depuis 2010 illustre ces difficultés. Les prévisions de consommation de gaz de l Union Européenne en GM 3 /an 650 Gm 3 /an % -9% WEO 2010 WEO 2011 WEO % +6% +6% Source : World Energy Outlook 2010, 2011 et 2012 Les objectifs de l Europe à l horizon 2020 et 2050 L Europe s est fixée trois objectifs pour 2020 : réduire de 20 % ses émissions de gaz à effet de serre par rapport à leur niveau de 1990, porter à 20 % la part des énergies renouvelables dans la consommation finale d énergie et améliorer de 20 % l efficacité énergétique. À l horizon 2050, la Commission européenne vise une division par 4 des émissions de gaz à effet de serre (facteur 4) tout en assurant la compétitivité et la sécurité de l approvisionnement en énergie. La Feuille de route pour l énergie à l horizon 2050 examine différents scénarios pour y parvenir. Tous s appuient sur d importants efforts d économies d énergie et sur un développement massif des énergies renouvelables (EnR). Elles représenteraient au moins 55 % de la consommation énergétique finale en 2050 contre 10 % en La part de l électricité dans la demande énergétique finale devrait quasiment doubler pour atteindre 36 à 39 % en La Commission européenne prévoit également de proposer d ici la fin de l année 2013, un cadre européen pour les politiques dans le domaine du climat et de l énergie à l horizon 2030 (9). «Le gaz sera essentiel dans la transformation du système énergétique» (10) Tout en rappelant l ampleur des incertitudes de nature à influer sur la demande d énergie d ici 2050 (11), la Commission européenne souligne que : «Le gaz sera essentiel dans la transformation du système énergétique» (12). Quel que soit le scénario appelé à se concrétiser, le gaz naturel pourrait occuper une place centrale dans le mix énergétique de demain pour réduire les émissions de CO 2 et sécuriser la production d électricité en appui des énergies renouvelables intermittentes. (8) Scénario New Policies (9) Livre vert. Un cadre pour les politiques en matière de climat et d énergie à l horizon /3/2013. (10) Infrastructures énergétiques Priorités pour 2020 et au-delà 17/10/2012 (11) Taux de croissance économique, prix des énergies, avenir du gaz de schiste en Europe, évolutions technologiques et comportementales, politique nucléaire des Etats membres, étendue des efforts pour atténuer les changements climatiques, etc. (12) Infrastructures énergétiques Priorités pour 2020 et au-delà 17/10/2012 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

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

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

20 À moyen et long terme : 85 % d importation en 2035? L érosion de la production de gaz naturel conventionnel de l Union européenne devrait se poursuivre dans les prochaines années pour s établir à environ 130 milliards de m 3 à l horizon 2020 et passer sous la barre des 100 milliards de m 3 en Les importations, qui représentent près des 2/3 des approvisionnements en 2012, pourraient atteindre 85 % en 2035 selon l AIE. Des incertitudes existent sur le niveau d importation de GNL. L Europe fait actuellement office de marché d équilibre résiduel, mais la situation pourrait changer avec l exportation de gaz de schiste liquéfié par les Etats-Unis. Cela pourrait constituer pour l Europe une source d approvisionnement compétitive et préférable au charbon sur le plan environnemental. La consommation et la production de gaz naturel de l Europe à horizon Par ailleurs, le développement de la production de biométhane et l exploitation de gaz de schiste en Europe pourraient réduire cette dépendance. La Grande-Bretagne et la Pologne ont décidé de lancer des projets pilotes. La Commission européenne devrait publier les résultats d une consultation publique conduite sur les gaz non conventionnels d ici la fin Gm 3 /an Consommation Production Source : World Energy Outlook IEA L organisation cible du marché gazier européen Dans ce contexte, la sécurité et la compétitivité des approvisionnements restent des priorités pour l Union européenne qui entend favoriser l accès à des sources de gaz naturel diversifiées, faciliter les arbitrages et renforcer ses marges de sécurité en développant ses infrastructures d importation, de stockage et de transport, en accroissant les capacités d échanges entre pays et l intégration des marchés. La définition d une organisation cible pour le marché gazier européen (Gas Target Model) et l adoption d ici 2014 de codes de réseaux pour harmoniser les règles d accès aux réseaux de transport et de fonctionnement des marchés soutiennent cette ambition. L organisation cible européenne préconise la création de zones «entrée-sortie» avec des points d échange virtuels (hubs) et une dimension suffisante pour permettre le bon fonctionnement du marché de gros du gaz naturel : une consommation annuelle supérieure à 20 Mds m 3, soit environ 230 TWh ; au moins trois sources d approvisionnement différentes ; un nombre de fournisseurs actifs sur le marché garantissant l absence de concentration ; une liquidité aux hubs équivalente à celle du National Balancing Point (NBP) en Grande-Bretagne. Les capacités d interconnexion entre deux zones de marché sont vendues aux enchères de façon groupée (sortie d une zone + entrée dans la zone adjacente) au moyen d enchères organisées pour différentes échéances. 16 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

21 Les principaux points d échange de gaz en Europe NBP TTF Gaspool ZEE NCG CEGH PEG Nord PEG Sud PSV PEG TIGF L évolution annuelle des volumes échangés sur les places de marché européennes bcm +25% +45% +14% +12% +10% +16% +13% MS-ATR Places de marché : NBP, Zeebrugge, TTF, PSV, PEG s, Gaspool, CEGH, NCG 16. Le développement des infrastructures gazières en Europe Les principaux objectifs de la politique énergétique européenne sont la sécurité d approvisionnement, la compétitivité et la durabilité. Pour les atteindre, le Conseil Européen a souligné la nécessité de se doter d ici 2014 «d un marché intérieur de l énergie intégré, interconnecté et pleinement opérationnel» afin de «bénéficier de prix plus fiables et compétitifs, ainsi que d une énergie plus durable». L enjeu est de diversifier les sources et les voies d approvisionnement, de faciliter les arbitrages entre les sources de gaz les plus compétitives, de fluidifier la circulation du gaz entre les différents marchés et d accroître la flexibilité du réseau. «Une option sans regret» La Commission européenne souligne que le développement d infrastructures nouvelles et flexibles est «une option sans regret» susceptible d accompagner plusieurs trajectoires et évalue à 70 milliards d euros environ d ici 2020 le besoin d investissement dans les infrastructures gazières (15). Afin de faciliter ces développements, le Parlement européen a adopté, le 12 mars 2013, un règlement «concernant des orientations pour les infrastructures énergétiques transeuropéennes». Dans le domaine gazier, quatre corridors prioritaires, considérés comme 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 nord-ouest européens. Les grands projets de GRTgaz et notamment l Arc de Dierrey, les projets de doublement de l artère du Rhône et de Val de Saône et la création de nouvelles capacités d échanges avec les pays adjacents, contribuent au développement de ce corridor. Des Projets d Intérêt Commun pour faciliter les réalisations Les projets inscrits dans ces corridors sont détaillés dans des plans régionaux d investissement (GRIP), discutés au sein de groupes d initiatives régionales (GRI). GRTgaz participe à l élaboration de trois des six plans régionaux d investissement avec les opérateurs de transport concernés : le GRIP Nord Ouest (interconnexions avec la Belgique, l Allemagne et le Luxembourg), le GRIP Sud (interconnexion avec l Espagne), le GRIP Sud Nord (interconnexions avec l Allemagne et l Italie via la Suisse). (15) «Priorités en matière d infrastructures énergétiques pour 2020 et au-delà - Schéma directeur pour un réseau énergétique européen intégré» 17/10/2011. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

22 La deuxième édition de ces plans régionaux est prévue en Ces plans d investissement identifient notamment les développements qui permettent aux réseaux de transport historiquement orientés dans le sens nord sud pour transporter le gaz de la mer du Nord, et est ouest pour acheminer le gaz russe de prendre en charge les flux sud nord et ouest est issus des terminaux méthaniers. Ils permettent en outre de coordonner le développement des échanges dans les deux sens aux interconnexions frontalières pour renforcer la sécurité d approvisionnement (16). Le Règlement européen du 12 mars 2013 sur les infrastructures énergétiques transeuropéennes prévoit que les projets labellisés «Projets d intérêt commun» (PCI) bénéficient de procédures d autorisation accélérées, et de mesures incitatives appropriées tenant compte du niveau de risque encouru. Enfin ces projets sont éligibles à une aide financière de l Union Européenne. Il précise en outre les critères permettant de bénéficier de ce label. La liste des PCI devrait être proposée par la Commission européenne en septembre Les corridors prioritaires pour le gaz, l électricité et le pétrole Gaz Électricité Électricité et gaz Pétrole et gaz Réseau en mer des mers septentrionales Corridor gazier Nord-Sud d Europe occidentale Interconnexions électriques du Sud-Ouest Connexions électriques Centre Sud-Est PIMERBP électricité et gaz Interconnexions gazières et approvisionnement pétrolier Nord-Sud Corridor gazier Sud-européen Union européenne - Direction générale de l énergie - novembre Le plan décennal de développement des infrastructures gazières européennes L ENTSOG, l association des opérateurs de réseaux de transport de gaz européens, publie tous les deux ans un plan de développement à dix ans du réseau européen (TYNDP) dont la troisième édition est parue en février Ce document constitue la base la plus exhaustive des projets de développements des infrastructures gazières en Europe et de leur statut. Près de 280 projets y sont recensés ; un quart a fait l objet d une décision de réalisation. Les grands projets de gazoducs La majeure partie des grands projets de gazoduc vers l Europe reste d actualité, certains d entre eux étant dans l attente de décisions : Nord Stream achemine 55 Gm 3 /an de la Russie au nord de l Allemagne par la mer Baltique avec deux conduites mises en service en novembre 2011 et octobre Sa capacité pourrait être doublée par la création de deux nouvelles canalisations ; South Stream créerait une nouvelle voie d importation du gaz russe en Europe vers l Autriche et la Slovénie par la Bulgarie avec un gazoduc de km, dont 923 km offshore, et d une capacité annoncée de 63 Gm 3 /an fin 2015 ; GALSI, d une capacité de 8 Gm 3 /an pourrait relier l Algérie et l Italie par la Sardaigne ; la décision de réalisation a été reportée à 2014 ; Trans Adriatic Pipeline (TAP), d une capacité de 10 Gm 3 /an, relierait sur 800 km la Grèce et l Italie par l Albanie. (16) Le règlement européen 994/2010 sur la sécurité d approvisionnement en gaz, entré en vigueur le 3 décembre 2010 prévoit le développement de flux bidirectionnels aux interconnexions transfrontalières d ici fin 2014, instaure des standards minimaux pour les infrastructures de transport à la pointe de froid et en cas de défaillance du plus gros point d entrée et définit les modalités d une coordination, d une coopération et d une solidarité accrues entre États membres en cas de crise. 18 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

23 Les projets de terminaux méthaniers OLT LNG, un terminal off shore entre Livourne et Pise d une capacité de 3,75 Gm 3 /an, devrait être opérationnel au 3 e trimestre Dunkerque LNG sur la Manche devrait être opérationnel fin 2015 avec une capacité de 13 Gm 3 /an. FINLANDE D autres projets de création ou d extension de terminaux méthaniers sont à l étude sur les façades maritimes ouest et sud de l Europe, notamment en France (projet Fos Faster LNG d une capacité ESTONIE de 8 à 16 Gm 3 /an à l horizon 2019), en Belgique et en Italie. SUÈDE Les grands projets d importation de gaz en Europe LETTONIE DANEMARK NORD STREAM LITUANIE IRLANDE ROYAUME-UNI PAYS-BAS POLOGNE ALLEMAGNE BELGIQUE LUX. RÉPUBLIQUE TCHÈQUE SLOVAQUIE FRANCE AUTRICHE HONGRIE Terminal méthanier en construction SLOVÉNIE ROUMANIE SOUTH STREAM ITALIE BULGARIE PORTUGAL ESPAGNE GALSI TAP GRÈCE TANAP Les capacités de stockage et de regazéification dans l Union européenne SUÈDE ESTONIE 3 DANEMARK LETTONIE 2 LITUANIE 3 IRLANDE ROYAUME-UNI 4 51 PAYS-BAS 5 12 ALLEMAGNE POLOGNE 2 BELGIQUE 22 Terminal méthanier Terminal méthanier en construction 11 Capacité annuelle de regazéification en Gm 3 /pays Capacité totale de stockage en Gm 3 /pays PORTUGAL ESPAGNE Zone Nord 24 Zone Sud TIGF LUX. RÉPUBLIQUE TCHÈQUE 3 SLOVAQUIE 3 AUTRICHE HONGRIE 7 6 SLOVÉNIE ITALIE ROUMANIE 3 BULGARIE 8 60 GRÈCE 5 TURQUIE GIE 2012 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

24 2. Evolution et perspectives du marché du gaz en France La France, 4 e marché gazier européen avec une consommation de l ordre de 45 Gm 3, n échappe pas à la morosité avec une consommation 2012 proche de celle de 2009, malgré une vague de froid en février. À l horizon 2022, GRTgaz a revu ses prévisions à la baisse par rapport à l année 2012 et anticipe une consommation stable résultant d une réduction de l ordre de 1 % par an de la consommation des secteurs résidentiel et industriel compensée par une croissance de la consommation pour la production d électricité. Son niveau dépendra cependant très largement des choix de politique énergétique actuellement en débat. La France importe la quasi-totalité du gaz naturel qu elle consomme. La baisse des livraisons de GNL constatée en début d année s est accentuée en raison des prix élevés en Asie. Cette situation souligne l intérêt pour les expéditeurs de disposer de capacités de transport qui leur permettent d arbitrer entre les sources les plus avantageuses. Le réseau de GRTgaz a prouvé sa fiabilité et son efficacité en s adaptant à ces nouveaux schémas de flux. Les capacités sont largement réservées à long terme et utilisées à des taux souvent supérieurs à 90 %. Les capacités de transport limitées entre la zone Nord et la zone Sud peuvent cependant entraîner des écarts de prix significatifs en défaveur de la zone Sud. GRTgaz s attache à maximiser l utilisation des ouvrages existants en synergie avec les opérateurs d infrastructures adjacentes afin de limiter autant que possible les disparités. La fusion des deux zones permettrait de les éliminer, mais elle nécessite des investissements conséquents. Grâce à sa position géographique, la France bénéficie de l approvisionnement gazier le plus diversifié d Europe et de possibilités d arbitrage sur l axe ouest est comme sur l axe nord sud. En développant ses capacités et sa flexibilité, le réseau de GRTgaz peut mettre ses atouts au service des politiques énergétiques française et européenne et de ses priorités. Avec les développements déjà décidés, il sera l un des plus performants selon les critères de l ENTSOG : résilience et accès à des sources diversifiées. 21. Une consommation 2012 soutenue par une vague de froid 22. Une demande stable à l horizon Les obligations de service public en cas de pointes de froid exceptionnelles 24. L approvisionnement de la France en gaz naturel 25. Le biométhane : une nouvelle source de gaz renouvelable 26. L offre de transport de GRTgaz 27. La demande de capacités sur le réseau de GRTgaz 28. Une évaluation par l ENTSOG de la performance du réseau français 20 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

25 21. Une consommation 2012 soutenue par la vague de froid de février En 2012, la consommation de gaz naturel sur le réseau de transport de GRTgaz, qui représente 92 % de la consommation en France, s est élevée à 461 TWh (17) en hausse de 3,1 % par rapport à Corrigée du climat, elle recule de 3,6 % à 461,5 TWh. La consommation des distributions publiques, qui représente 65 % du total (300 TWh), a progressé de 11,5 % en raison d un mois de février parmi les plus froids des cinquante dernières années. Pendant 12 jours consécutifs, la température moyenne a été de -5 C sur les zones desservies par GRTgaz et la consommation totale a dépassé chaque jour GWh/j, un niveau atteint une seule fois par le passé, avec un pic de GWh/j le 8 février Après correction climatique, la consommation des distributions publiques est stable par rapport à La consommation des clients industriels raccordés au réseau a diminué de 9,5 % avec un recul de 38 % pour les centrales à gaz, concurrencées par les bas prix du charbon et du CO 2, et une baisse de 3,8 % pour les autres secteurs industriels ce qui traduit le ralentissement de l activité économique. La consommation de gaz naturel en France TWh/an 14,7 8,2 12,6 20, ,0 54,4 1,9 4,3 Verre - Matériaux non métalliques Papier Métallurgie Industries agro-alimentaires Électricité - Chauffage urbain Chimie - Pétrole Autres Automobile - Pneumatique Production d'électricité centralisée Source : GRTgaz (Gas In Focus) Clients industriels transport Distributions Publiques La saisonnalité de la consommation de gaz naturel en France TWh et C jan. 09 mars 09 mai 09 juil. 09 sept. 09 nov. 09 jan. 10 Distributions Publiques (TWh) mars 10 mai 10 juil. 10 sept. 10 nov. 10 jan. 11 Clients industriels transport (TWh) mars 11 mai 11 juil. 11 sept. 11 nov. 11 jan. 12 mars 12 mai 12 juil. 12 sept. 12 nov. 12 Température moyenne observée ( C) Source : GRTgaz (Gas In Focus) (17) Hors autoconsommation et pertes Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

26 22. Une demande stable à l horizon 2022 Pour anticiper la demande de gaz, GRTgaz évalue les évolutions tendancielles à dix ans de la consommation des clients 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. Compte tenu de la baisse des consommations et des perspectives économiques, l évolution prévisionnelle de la demande de gaz à dix ans a été revue significativement à la baisse, de l ordre de 10 % par rapport aux prévisions précédentes. L évolution prévisionnelle de la demande de gaz dans le périmètre de GRTgaz (hypothèses établies en mars 2013) TWh 2012 (1) TCAM (2) Secteur résidentiel tertiaire (3) ,1 % Secteur industrie (3) ,9 % Production d électricité centralisée et cogénération ,0 % Consommation des gestionnaires de réseaux 4,1 3,9 3,9 3,9 3,8 3,8-0,4 % Total ,2 % (1) Consommations réalisées. (2) TCAM : taux de croissance annuel moyen (3) Hors cogénération Comparaison des hypothèses de consommation établies en 2012 et TWh Total des consommations - Périmètre GRTgaz Secteur résidentiel et tertiaire Secteur industrie Production d'électricité centralisée et cogénérations!"#$%&'()(*+,-./0*1232*!"#$%&'()(*+,-./0*1224*,5/67(5*1222*8*1224* Hypothèses GRTgaz 2013 Hypothèses GRTgaz 2012 Réalisé 2000 à 2012 Les principales hypothèses retenues pour la période sont les suivantes : Résidentiel et tertiaire : -1,1 % par an La mise en place de réglementations issues du paquet énergie-climat et du Grenelle de l environnement devrait se traduire par une baisse des consommations unitaires en partie compensée par la croissance du parc immobilier. Industrie : -0,9 % par an Cette hypothèse prend en compte l évolution structurelle des principaux segments d activité industriels (18) et l aggravation de l impact de la crise 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. (18) Automobile et pneumatique, chimie-pétrole, verre et matériaux, métallurgie, papier, agroalimentaire. 22 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

27 Production d électricité : + 7 % par an Pour les centrales à cycle combiné gaz (CCCG), l hypothèse de consommation sur la période repose sur les projets connus de GRTgaz et sur leur probabilité d aboutissement. Au total, 13 CCCG, soit la totalité du parc français, représentant une puissance installée de MW étaient raccordées au réseau de GRTgaz fin Une centrale de 514 MW à Bouchain (Nord) devrait être mise en service en 2015 et une autre de 422 MW à Landivisiau près de Brest au dernier trimestre Le raccordement de cette dernière nécessitera des renforcements du réseau régional en Bretagne. Cependant, depuis la fin 2011, les centrales à gaz fonctionnent peu en dehors des périodes de pointe en raison des prix de marché du gaz, de l électricité, du charbon et du CO 2 : moins de 2000 heures en moyenne en En 2013, l opérateur de la centrale de Cycofos a annoncé sa mise sous cocon à Fos-sur-Mer (Bouches-du-Rhône) tandis que le fonctionnement de Combigolfe à Fos sur Mer et de SPEM à Montoir-de-Bretagne (Loire-Atlantique) deviendra saisonnier. GRTgaz a pris en compte ces évolutions et prévoit un retour progressif à la durée de fonctionnement de référence de 4000 heures par an d ici Fin 2016, la limitation des durées de fonctionnement des centrales au fuel et au charbon et le développement de la part des énergies renouvelables intermittentes dans la production d électricité pourraient conduire à une plus grande sollicitation des centrales à gaz. De 2020 à 2022, GRTgaz anticipe l installation d une nouvelle tranche de 500 MWe par an du fait du déclassement progressif de centrales anciennes au fioul et au charbon. Pour les cogénérations, les incertitudes sont élevées car la plupart des contrats d obligation d achat d électricité seront arrivés à échéance entre 2008 et L hypothèse retenue est que 1/3 de la puissance installée existante en 2008 sera valorisée sur le marché de l électricité, 1/3 rénové et maintenu sous contrat et 1/3 fermé. La baisse de la puissance installée serait de l ordre de 7 à 10 % en En 2022, la consommation des cogénérations représenterait 28 TWh contre 32 TWh en Ces hypothèses ne prennent pas en compte les conséquences attendues d un amendement au code de l Énergie en cours d adoption. Cet amendement instaure un système de soutien transitoire aux cogénérations, jusqu à la mise en place du marché de capacité électrique prévu en Les centrales de production d électricité au gaz naturel Montereau (370 MWe) Montoir (435 MWe) Landivisiau (422 MWe) Genevilliers (210 MWe) Dunkerque (790 MWe) Bouchain (510 MWe) Pont-sur-Sambre (412 MWe) Saint-Avold (860 MWe) Hambach (880 MWe) Blénod (430 MWe) Toul (413 MWe) Centrales en service au 1 er janvier 2013 Centrales en essai ou en projet Bayet (410 MWe) Combigolfe - Fos-sur-Mer (425 MWe) Cycofos - Fos-sur-Mer (480 MWe) Martigues 1 (465 MWe) Martigues 2 (465 MWe) GRTgaz 2013 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

28 23. 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 besoins de volumes de gaz transportés lors d un hiver froid ou de températures très basses durant trois jours tels que cela peut se produire statistiquement tous les 50 ans (19). 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. Son évolution à 3 ans est établie à partir de la consultation des gestionnaires de réseaux de distribution et des consommateurs directement raccordés au réseau de transport. Son évolution à plus de 3 ans est supposée suivre celle des consommations en volume annuel. Record de consommation le 8 février 2012 GRTgaz a enregistré une pointe de consommation journalière de 3,4 TWh correspondant à MW de puissance instantanée appelée, soit 60 % de plus que le réseau de transport d électricité à la même période. Son réseau permet de faire face à une consommation journalière de pointe estimée à 4 TWh au risque 2 %. L évolution prévisionnelle de la demande de gaz à la pointe sur le réseau de GRTgaz (hypothèses établies en mars 2013) TCAM 2012/ / / / / / /22 Année gazière (1) (TWh) 0,1 % TOTAL P2 (2) totale (GWh/j) -0,5 % P2 ferme (3) (GWh/j) -0,5 % Distributions publiques Année gazière (TWh) -1,1 % P2 totale (GWh/j) -1,1 % P2 ferme (GWh/j) -1,1 % Année gazière (TWh) 2,1 % Clients directs P2 totale (GWh/j) 1,0 % P2 ferme (GWh/j) 1,1 % Consommations propres GRTgaz Année gazière (TWh) 0,0 % P2 totale (GWh/j) P2 ferme (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 %. (2) Demande de gaz à la pointe de froid au risque 2%. (3) Demande de gaz des sites non interruptibles à la pointe de froid au risque 2%. (19) Décret n du 19 mars 2004 modifié relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz. 24 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

29 Comparaison des hypothèses de consommation à la pointe en juillet 2012 et mars 2013 Pointe P2 en GWh/j Total - périmètre GRTgaz Distributions publiques Clients industriels 2005/0 2006/0 2007/0 2008/0 2009/1 2010/1 2011/1 2012/1 2013/1 2014/1 2015/1 2016/1 2017/1 2018/1 2019/2 2020/2 2021/2 GRTgaz - mars 2013 GRTgaz - juillet 2012 Historique 24. L approvisionnement de la France en gaz naturel La France importe plus de 98 % du gaz qu elle consomme. Pour sécuriser ses approvisionnements, elle a développé une politique volontariste de diversification de ses sources et de ses voies d approvisionnement en s appuyant sur sa géographie privilégiée. Connectée par gazoducs à la Norvège, la Belgique, le Luxembourg, l Allemagne, l Italie par la Suisse et l Espagne via TIGF, la France bénéficie de plusieurs sources de gaz gazeux. Avec des terminaux méthaniers sur les rivages de l Atlantique, de la Méditerranée et bientôt de la Manche, elle peut recevoir du GNL du monde entier. C est le seul pays d Europe à disposer directement de ressources gazières aussi diversifiées. Cette situation privilégiée est valorisée par des infrastructures gazières puissantes et bien réparties au service de plus de 11 millions de clients : le 1er réseau de transport d Europe par la longueur ( km), le 1 er réseau de distribution en Europe avec près de km, la 3 e capacité de regazéification avec 24 Gm 3 /an et la 3 e capacité de stockage avec plus de 12 Gm 3 de volume utile. Ces stockages peuvent offrir une marge de sécurité importante, permettent de satisfaire les besoins de modulation saisonnière et de tirer parti des opportunités d arbitrage. À la jonction du nord et du sud de l Europe, porte d entrée du GNL provenant des bassins atlantique, méditerranéen et des pays du Golfe, la France occupe une position clé pour la sécurité des approvisionnements gaziers européens et pour leur compétitivité en offrant des possibilités d arbitrage sur l axe ouest est comme sur l axe nord sud. En 2012, les approvisionnements en GNL de la France se sont contractés de 33 % du fait de prix plus rémunérateurs sur les marchés d Asie. Cette évolution a été compensée par une hausse des livraisons de gaz russe, + 3 %, mais surtout de gaz norvégien qui a représenté 45 % des approvisionnements français contre 39 % en Les approvisionnements gaziers de la France 600 TWh/an SOeS : bilan de l énergie 2011 Autres Nigeria Trinité et Tobago Egypte Swap Qatar Algérie Russie Pays-Bas Norvège La France reçoit directement du gaz de 13 pays Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

30 25. Le biométhane : une nouvelle source de gaz renouvelable Le biogaz est un gaz issu d un processus naturel de dégradation de matières organiques animales ou végétales. Lorsque ce processus s inscrit dans le cadre d une production contrôlée, réalisé en l absence d oxygène, on parle de méthanisation. Les déchets organiques préalablement triés sont brassés et chauffés pendant environ 3 semaines dans un digesteur, une enceinte privée d oxygène. La digestion des matières organiques produit du biogaz ainsi qu un résidu appelé digestat. Épuré, le biogaz devient du biométhane, de qualité similaire à celle du gaz naturel. Injecter du biométhane dans les réseaux réduit les émissions de gaz à effets de serre, améliore la qualité de l air, économise des ressources non renouvelables, augmente la production décentralisée d énergie renouvelable. À l horizon 2020, le potentiel est estimé entre 3 et 9 TWh. Pour encourager le développement du biométhane, le code de l énergie prévoit une obligation d achat. Le tarif est fixé pour une durée de 15 ans par un arrêté du 23 novembre 2011 qui autorise l injection du biométhane dans le réseau de transport. GRTgaz met son expertise technique et réglementaire au service des porteurs de projets. Les contrats types de raccordement et d injection ont été finalisés en 2012 et l entreprise développe une offre de postes d injection adaptée aux différentes installations. Réso vert, un nouveau service, disponible sur le site internet de GRTgaz, permet aux producteurs de visualiser les zones d injection de biométhane possible sur le réseau de transport au moyen d une carte. On peut ainsi localiser la canalisation la plus proche, calculer la distance, connaitre le potentiel d injection et établir un premier contact. 65 projets étaient en cours d examen début 2013, 10 conventions d étude ont été signées et les premières injections sur le réseau de transport de GRTgaz sont attendues en La carte interactive Réso vert 26 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

31 26. L offre d acheminement de GRTgaz L ouverture du marché du gaz naturel en Europe a offert aux consommateurs la liberté de choisir leurs fournisseurs de gaz et a permis aux acteurs autorisés d accéder au réseau de transport de gaz naturel. GRTgaz a pour mission de transporter le gaz naturel de ses clients 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. La concertation gaz Dans cet objectif, GRTgaz et TIGF ont mis en place dès 2008 sous l égide de la CRE un dispositif permanent de concertation avec tous les acteurs du marché. Un comité d orientation organise le programme de travail et onze groupes de travail animés par GRTgaz s attachent à trouver un consensus sur autant de thèmes d intérêt commun. Tous les acteurs qui le souhaitent ont accès à ces travaux publiés sur le site internet Un modèle entrée/sortie avec deux zones de marché GRTgaz commercialise ses prestations d acheminement sous forme de capacités d accès à deux zones entrée/ sortie ou zones d équilibrage : la zone Nord et la zone Sud, interconnectées par la liaison Nord Sud. Dans le périmètre de chaque zone, les expéditeurs peuvent : souscrire des capacités sur des points d entrée/de sortie et demander l acheminement de leur gaz de tout point d entrée vers tout point de sortie de la zone ; échanger du gaz sans besoin de préciser sa source ou sa destination par le biais de points d échange appelés PEG (Points d Échange de Gaz). Une qualité de service appréciée 89 % des clients de GRTgaz sont satisfaits de la qualité des services d acheminement et de livraison 92 % de la relation commerciale Enquête de satisfaction 2012 Leur seule obligation 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. L existence de plusieurs zones entrée/sortie traduit les limites physiques du réseau et l impossibilité, dans certains cas, d acheminer le gaz entre un point d entrée d une zone et un point de sortie d une autre zone. Grâce aux investissements réalisés, GRTgaz a ramené ses zones d équilibrage de 4 en 2005 à 2 en GRTgaz a par ailleurs simplifié contractuellement l accès à son réseau en zone Nord : depuis le 1 er avril 2013, l expéditeur peut alimenter des clients en qualité de gaz B à partir de gaz H sans devoir souscrire ou payer de prestation de conversion. La simplification doit se poursuivre avec la création d un PEG commun GRTgaz Sud-TIGF au 1 er avril Si l orientation de la CRE définie dans sa délibération du 19 juillet 2012 se confirmait, elle pourrait aboutir au plus tard en 2018 à la fusion des zones Nord et Sud (voir p 54). En phase intermédiaire, GRTgaz propose depuis juillet 2011 avec Powernext un service de couplage des places de marché Nord et Sud pour fluidifier le marché et rapprocher les prix de gros du gaz naturel dans les deux zones. Une offre de capacités et des services adaptés aux besoins des clients Pour chaque zone Nord et Sud, GRTgaz propose aux expéditeurs : de souscrire des capacités sur les points d entrée/sortie du réseau et sur la liaison Nord Sud selon différentes maturités, ce qui leur permet ensuite de livrer des clients, un accès au Point d Échange Gaz (PEG), où chaque expéditeur a la possibilité de vendre ou acheter du gaz naturel. Les PEG permettent d accéder aux échanges bilatéraux entre les expéditeurs et à une bourse d échange gérée par Powernext. Les expéditeurs peuvent également échanger des capacités, par le biais du marché secondaire, réalisé notamment sur la plate-forme Capsquare. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

32 ALTE VERSION Le service d information en ligne Smart GRTgaz offre une information de référence sur le marché du gaz Lancé en 2011 et accessible à tous, le service d information en ligne Smart GRTgaz propose plus de données en temps réel. Tous les points d interconnexion sont couverts : frontières, terminaux méthaniers, stockages, interface entre les zones d équilibrage de GRTgaz, points de consommation. Les clients et prospects disposent d une information complète pour optimiser leurs réservations de capacités, anticiper les mouvements du marché, assurer l équilibre de leur portefeuille gazier. Smart GRTgaz a été choisi par les agences Bloomberg et Reuters pour informer leurs abonnés. Des offres conjointes avec les transporteurs adjacents GRTgaz coopère étroitement avec des opérateurs adjacents pour faciliter les échanges gaziers. En France, la zone Sud de GRTgaz est reliée à la zone de TIGF par une interconnexion contractuelle unique dont les capacités sont commercialisées conjointement par les deux transporteurs. Sur les points d interconnexion avec les stockages et les terminaux GNL, une attribution automatique des capacités sur le réseau de GRTgaz est effectuée sur la base des capacités souscrites auprès des opérateurs adjacents. Entre places de marché, la plate-forme Prisma permet de commercialiser conjointement des capacités. Le marché de gros a confirmé son dynamisme en 2012 avec 514 TWh échangés aux PEG de GRTgaz, soit une croissance de 14,5 % par rapport à 2011 et de plus de 63 % en deux ans. Prisma EuropEan CapaCity platform Prisma, 1 re plate-forme européenne de réservation de capacités 19 gestionnaires de réseaux se sont associés pour créer Prisma European Capacity Platform. Opérationnelle depuis le 1 er avril 2013, Prisma permet aux expéditeurs de participer à des enchères sur des capacités conjointes appelées «bundlées» proposant ainsi des capacités entre les différentes places de marché européennes : France, Allemagne, Autriche, Belgique, Danemark, Italie et Pays-Bas. Prisma gère des produits de capacité harmonisés et assurera une fonction de marché secondaire à partir de Plus de 250 expéditeurs sont déjà enregistrés sur la plate-forme qui met en œuvre avec deux ans d avance les règles qui seront définies par le code de réseau CAM consacré au mécanisme d allocation de capacités. C est une avancée majeure vers un marché intégré. 28 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

33 27. La demande de capacités sur le réseau de GRTgaz 2012 a confirmé les tendances observées en 2011 : baisse marquée du GNL, forte hausse du transit sur la liaison Nord Sud, faible utilisation des stockages. Les flux ont été très influencés par les écarts de prix de marché entre places européennes et mondiales. Malgré ces fortes contraintes, le réseau a démontré sa capacité à proposer les flexibilités nécessaires à l adaptation des flux aux conditions de marché. L évolution des principaux flux de gaz en 2012 par rapport à TWh Dunkerque H = - 7 TWh B = + 4 TWh Taisnières + 27 TWh Obergailbach - 36 TWh Montoir-de -Bretagne + 31 TWh Zone Nord Zone Sud + 9 TWh Oltingue - 15 TWh PIR : point d interconnexion réseau PITTM : point d interface transportterminaux méthaniers Biriatou Larrau TIGF Fos - 19 TWh Sens direct du flux Source : GRTgaz Flux de gaz 2012 (TWh) 2011 (TWh) Évolution 2012 / 2011 (%) Entrée gaz gazeux Dunkerque % Taisnières H % Taisnières B % Obergailbach % Entrée GNL Montoir % Fos % Liaison Nord Sud % Sortie Oltingue % Midi % Stockage Injection % Soutirage % Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

34 L utilisation des capacités souscrites en 2012 Les utilisations des capacités souscrites sont supérieures à 80 % à Dunkerque et Taisnières, en forte hausse à Obergailbach et sur les liaisons Nord Sud et Midi, en forte baisse aux interconnexions avec les terminaux méthaniers et sur la sortie à Oltingue. Ces utilisations reflètent les arbitrages des expéditeurs pour alimenter le marché français au meilleur coût. Les taux d utilisation des capacités souscrites en 2012 MA 88% MJ 100% Dunkerque B : MA 70% MJ 100% H : MA 82% MJ 100% Taisnières MA 62% MJ 100% Obergailbach Montoir-de -Bretagne MA 19% MJ 56% Biriatou Larrau Zone Nord MA 93% MJ 100% Zone Sud MA 63% MJ 100% TIGF Fos Oltingue MA 58% MJ 100% MA 32% MJ 100% PIR : point d interconnexion réseau PITTM : point d interface transportterminaux méthaniers Sens direct du flux MA Moyenne annuelle MJ Maximum journalier Source : GRTgaz GNL : des entrées en forte baisse Les approvisionnements ont chuté de 50 % à Montoir et de 19 % à Fos du fait du détournement des cargaisons vers les marchés asiatiques plus rémunérateurs. Le terminal de Montoir a fonctionné à 19 % de ses capacités en 2012 ; la situation s est encore détériorée depuis : aucun gaz n a été injecté en mars Les terminaux de Fos, indispensables à l approvisionnement de la zone Sud, ont fonctionné la moitié de l année à moins de 60 % de leurs capacités. Le repli du GNL a été compensé une augmentation de plus de 40 % des flux sur la liaison Nord Sud, dont une partie à destination de l Espagne, ce dont témoigne la hausse de 18 % du flux de sortie du PIR Midi. Montoir 450 GWh/j jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév % 80% 60% 40% 20% 0% Flux moyen mensuel Capacité technique réduite Utilisation inférieure à 30% Utilisation entre 30 et 60% Utilisation entre 60 et 90% Utilisation supérieure à 90% Taux d utilisation moyen 30 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

35 Fos GWh/j jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév % 80% 60% 40% 20% 0% Flux moyen mensuel Capacité technique réduite Utilisation inférieure à 30% Utilisation entre 30 et 60% Utilisation entre 60 et 90% Utilisation supérieure à 90% Taux d utilisation moyen Entrées de gaz gazeux : forte hausse à Obergailbach et baisse de Taisnières au profit de Dunkerque Les entrées ont progressé de 36 % à Obergailbach et de 12 % à Dunkerque : la vague de froid de février 2012 a dynamisé les flux. Elles reculent de 15 % à Taisnières en raison des arbitrages effectués par les expéditeurs au profit d autres points d entrée. La hausse des entrées à Obergailbach en fin d année reflète un prix du PEG Nord de plus en plus élevé par rapport au NCG allemand, comme l illustre le graphique ci-contre. 1, ,0 /MWh GWh 500 0, , ,4 0, , ,2 jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars Moyenne de Spread PEG N - NCG ( /MWh) Moyenne de Flux Ober (E-S) (kwh) Taisnières H GWh/j 100% 80% 60% 40% jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév % 0% Flux moyen mensuel Capacité technique réduite Utilisation inférieure à 30% Utilisation entre 30 et 60% Utilisation entre 60 et 90% Utilisation supérieure à 90% Taux de souscription Sur la plupart des points d entrée et de sortie, les expéditeurs ont optimisé le niveau et l usage des capacités souscrites, en particulier à Dunkerque, Taisnières et Obergailbach où ils ont réduit leurs souscriptions et accru leur utilisation. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

36 Taisnières B GWh/j 100% 80% 60% 40% 50 0 jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév % 0% Dunkerque Flux moyen mensuel Capacité technique réduite Utilisation inférieure à 30% Utilisation entre 60 et 90% Utilisation entre 30 et 60% Utilisation supérieure à 90% GWh/j 100% 80% Taux de souscription % % jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév % 0% GWh/j 500 Flux moyen mensuel Obergailbach Capacité technique réduite 100% 80% Utilisation inférieure à 30% Utilisation entre 60 et 90% Taux de souscription Utilisation entre 30 et 60% Utilisation supérieure à 90% % % jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév % 0% Flux moyen mensuel Capacité technique réduite Utilisation inférieure à 30% Utilisation entre 30 et 60% Utilisation entre 60 et 90% Utilisation supérieure à 90% Taux de souscription Sorties de gaz gazeux : forte baisse à Oltingue, hausse de Midi Les exportations de gaz vers la Suisse et l Italie à Oltingue ont baissé de 34 % alors que les sorties vers TIGF et l Espagne sont en hausse de 18 %. Oltingue GWh/j 100% 80% 60% 40% 50 20% 0 jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév % Flux moyen mensuel Capacité technique réduite Utilisation inférieure à 30% Utilisation entre 30 et 60% Utilisation entre 60 et 90% Utilisation supérieure à 90% Taux de souscription 32 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

37 Midi GWh/j 100% 80% 60% 40% 20% 0 jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév % Flux moyen mensuel Capacité technique réduite Utilisation inférieure à 30% Utilisation entre 30 et 60% Utilisation entre 60 et 90% Utilisation supérieure à 90% Taux de souscription Les flux de gaz au Midi sont dynamisés par des prix élevés en Espagne en raison de la dépendance de la péninsule au GNL. Après une utilisation élevée en début d année suite à la vague de froid, les flux à Oltingue se sont ensuite effondrés de 63 % au deuxième semestre par rapport à Cette baisse est notamment à associer à la chute de l écart de prix entre PSV et le PEG Nord en 2012, passé de 9 /MWh en début d année à moins de 0,50 /MWh en fin d année /MWh GWh jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars Flux moyen Sortie Oltingue Spread moyen PSV - PEG NORD Liaison Nord Sud : très sollicitée dans le sens nord-sud L utilisation de la liaison Nord Sud, en hausse de 41 %, a été particulièrement forte pendant l été La baisse des livraisons de GNL, les exportations vers l Espagne et le besoin d injection dans le stockage en cavités salines ont créé un important appel en zone Sud. Avec un taux d utilisation de plus de 95 % pour 60 % du temps et de 93 % en moyenne, la liaison Nord Sud devient l axe le plus utilisé du réseau L écart de prix entre les PEG Nord et Sud a ainsi atteint presque 7 /MWh en juillet GWh/j jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév. mars avr. mai juin juil. août sept. oct. nov. déc. jan. fév % 80% 60% 40% 20% 0% Flux moyen mensuel Capacité technique réduite Utilisation inférieure à 30% Utilisation entre 30 et 60% Utilisation entre 60 et 90% Utilisation supérieure à 90% Taux de souscription Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

38 GWh / MWh /01/ /02/ /03/ /04/ /05/ /06/ /07/ /08/ /09/ /10/ /11/ /12/ /01/ /02/ /03/ Les écarts de prix entre les PEG Nord et Sud sont étroitement liés à la disponibilité quotidienne des capacités. Lorsque celles-ci sont importantes (en foncé), l écart de prix reste faible. Capacité technique disponible non utilisée Capacité souscrite (ferme + interruptible) Flux net (N > S) Capacité ferme Spread PEG S - PEG N Stockage : baisse des souscriptions, hausse des soutirages À l entrée de l hiver , les stocks cumulés de Storengy et TIGF étaient inférieurs à l année précédente. Cela s explique par des réservations en recul, une tendance confirmée en avril 2013, et par des températures inférieures aux normales de saison au premier semestre de Les fournisseurs ont augmenté et prolongé leurs soutirages, retardant la période d injection. Tirées par la hausse des consommations des secteurs résidentiels et des centrales à cycle combiné gaz durant la vague de froid, les quantités soutirées ont progressé de 38 %, en partie pour pallier la baisse des approvisionnements par GNL. L analyse des souscriptions par points d entrée/sortie à l horizon 2020 (20) 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. Sur la période , ces taux sont globalement stables et élevés : en moyenne, plus de 90 % de la capacité ferme proposée à long terme est réservée à l horizon De la capacité ferme est proposée en complément à court terme pour offrir au marché des possibilités d arbitrage supplémentaires et faciliter l entrée de nouveaux acteurs. Les souscriptions de capacités fermes aux points d entrée de gaz gazeux À l horizon , les capacités long terme à Dunkerque et Taisnières B sont entièrement souscrites ce qui est normal compte tenu de la capacité du gazoduc d importation du gaz norvégien et de la consommation de la zone B. Points d entrée de gaz gazeux 120 % 100 Les capacités à Taisnières H sont entièrement réservées à partir de 2013 à la suite de la consultation de marché réalisée en Les taux de souscription à Obergailbach et à Midi de TIGF vers GRTgaz sont légèrement inférieurs à 80 %, 20 % étant réservé au court terme. Quelques capacités long terme restant disponibles, les capacités développées semblent suffisantes. Les besoins de capacité au point d interconnexion Midi avaient été évalués dans le cadre de l open season France-Espagne en janv janv janv janv janv janv janv janv janv Dunkerque Taisnières H Taisnières B Obergailbach Midi TIGF vers GRTgaz (20) Des informations complémentaires par point d entrée/sortie figurent en annexe. 34 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

39 Les souscriptions des capacités 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 % (21). Points d entrée de GNL 120 % Sur le nouveau point d entrée de Dunkerque LNG, la capacité réservée s élevait à 48 % (250 GWh/j) à fin décembre janv janv janv janv janv janv janv janv janv janv Montoir Fos Dunkerque LNG Les souscriptions de capacités fermes des points de sortie À Oltingue, la capacité est totalement souscrite. À Veurne, le taux de souscription est de l ordre de 80 % à long terme. À l interconnexion Midi de GRTgaz vers TIGF, la forte saisonnalité de la liaison se traduit par des taux de souscription proches de 80 % en hiver et de 50 % en été. Points de sortie 120 % janv janv janv janv janv janv janv janv janv janv Oltingue Veurne Midi GRTgaz vers TIGF Les souscriptions des capacités de la liaison Nord Sud La capacité ferme de la liaison Nord Sud est limitée à 230 GWh/j. Cette contrainte physique explique l existence de deux zones d équilibrage. Le contexte actuel entraîne un taux élevé de souscription à la liaison vers le Sud. Les souscriptions à long terme ne sont pas possibles, elles sont actuellement limitées à un an par la CRE. Les modalités de souscription à partir d avril 2014 sont en cours de discussion. Cette situation illustre le besoin d augmentation des capacités entre la zone Nord et la zone Sud. Le taux de souscription dans le sens sud nord est en revanche très faible. Les souscriptions des capacités d injections et de soutirages des stockages souterrains La commercialisation des capacités de stockage est effectuée chaque année par l opérateur de stockage Storengy. Les capacités d injection et de soutirage correspondantes sur le réseau de transport sont allouées automatiquement sur la base du résultat de l allocation des capacités de stockage. Après un recul important en 2012, GRTgaz enregistre une nouvelle baisse. Elles ne s élèvent qu à 45 % à mai 2013 contre 83 % en novembre 2011, ce qui traduit l attrait du marché pour des sources de modulation aujourd hui plus compétitives comme les marchés spot où les écarts de prix hiver/été ont baissé. Un risque de déficit de gaz pour assurer la pointe de froid l hiver prochain Dans son analyse annuelle de la couverture de la pointe de froid, GRTgaz observe que les ressources disponibles aux points d entrée sur le réseau de transport seraient insuffisantes pour faire face à des conditions climatiques extrêmes au cours de l hiver et telles qu il peut s en produire deux fois par siècle (22). Ce constat repose sur la prise en compte des capacités souscrites au 29 avril 2013 sur les stockages souterrains, en nette baisse par rapport aux années précédentes et sur l utilisation maximale de l ensemble des points d entrées aux points frontières et aux terminaux méthaniers. Si les réservations de capacité en entrée du réseau de transport restaient à ce niveau, un déficit de plus de 500 GWh/j subsisterait pour une consommation de pointe estimée entre et GWh/j (23). Pour assurer un approvisionnement suffisant en cas de pointe de froid, des capacités supplémentaires devraient être souscrites sur les stockages et les approvisionnements en GNL devront êtret suffisants pour garantir une émission maximale des terminaux méthaniers durant ces périodes. (21) Moyennes normatives calculées à partir des capacités de regazéification souscrites auprès d Elengy et Fosmax LNG. (22) Conformément aux obligations de service public du secteur du gaz (23) Valeur de pointe 2013/2014 telle que calculée en La valeur inférieure e la fourchette correspond à un ajustement tenant compte des premières analyses des consommations de l hiver Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

40 28. Une évaluation par l ENTSOG de la performance du réseau À l occasion de la publication du TYNDP , l ENTSOG a évalué la performance du système européen de gaz naturel ainsi que la contribution des différents projets d infrastructures. Le réseau européen a été modélisé en prenant en compte les zones d équilibrage, les liens entre zones, les capacités d entrée et de stockage en 2012, puis en 2017 et 2022 en prenant pour hypothèse la réalisation des projets décidés ou non décidés. Son fonctionnement a été simulé selon plus de 200 scénarios : demandes de pointe, ruptures d approvisionnement, prévisions d évolutions à dix ans, etc. La performance a été appréciée au regard de la dépendance du réseau aux différentes sources d approvisionnement et de l évaluation de son niveau de résilience. Les résultats apportent ainsi des indications sur le degré d intégration des marchés européens, et sur les investissements nécessaires dans chaque zone. Au vu de cette évaluation, le réseau de GRTgaz montre sa capacité à répondre à la demande dans les cas testés et l amélioration apportée par les développements décidés. C est en particulier le cas pour la zone Sud. Capacité de résilience : ce test mesure la capacité du réseau à transporter de grandes quantités de gaz en cas de demande de pointe et de rupture d une source d approvisionnement (russe, algérien, norvégien ou GNL). Cette évaluation met en évidence une plus grande vulnérabilité de la zone Sud en raison de capacités d interconnexion insuffisantes avec la zone Nord. Les renforcements du cœur de réseau décidés en zone Sud (Eridan) et en zone Nord (Arc de Dierrey) permettront d améliorer cette situation à l horizon Résilience des infrastructures en cas de demande de pointe projets décidés Flexibilité restante < 1 % 1-5 % 5-20 % > 20 % Source : ENTSOG, TYNDP En cas de rupture des transits par la Bielorussie En cas de rupture des transits par l Ukraine 36 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

41 Dépendance à une source d approvisionnement : ce test mesure la part minimale indispensable à l équilibrage annuel de la zone étudiée. Dans le sud de la France et en Espagne, le GNL doit représenter au moins 40 % des approvisionnements annuels. Dépendance à une source d approvisionnement Part minimale dans les approvisionnements totaux < 20 % % % > 60 % GNL Russie Zone connectée à un terminal méthanier Source : ENTSOG, TYNDP Diversification des sources d approvisionnement : ce test mesure le nombre de sources d approvisionnement auxquelles une zone a accès et contribuant à au moins 5 % du total. La France figure parmi les pays bénéficiant de la plus grande diversification avec quatre sources d approvisionnement principales : la Norvège, les Pays-Bas, la Russie et l Algérie, le GNL constituant une cinquième source, diversifiée par nature. Nombre de sources accessibles Nombre de sources auxquels une zone peut avoir accès alternativement (au-dessus d un seuil de 5 %) Dont GNL Source : ENTSOG, TYNDP Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

42 3. Le développement du réseau de transport de GRTgaz L analyse des souscriptions et des nominations aux points d interconnexion du réseau montre la variabilité des configurations de flux selon les ressources disponibles et les prix de marché. Cette variabilité élevée souligne le besoin de capacités d entrée et de sortie importantes et d un cœur de réseau robuste et flexible pour le bon fonctionnement du marché. Les expéditeurs doivent pouvoir arbitrer entre les sources d approvisionnement les plus fiables et les plus compétitives sans se trouver trop fortement contraints par les limites du réseau. Les augmentations de capacités décidées et réalisées d ici 2016 en entrée à Dunkerque, en sortie vers la Belgique à Veurne et dans les deux sens à Midi entre TIGF et l Espagne amélioreront le fonctionnement et la fluidité du marché. Les configurations de flux de 2012 ont confirmé la congestion du réseau sur la liaison Nord Sud ce qui restreint les possibilités d approvisionnement de la zone Sud et crée des écarts de prix importants entre les deux zones d équilibrage. Le développement de l axe nord sud auquel participe le doublement de l artère du Rhône, constitue une avancée majeure vers la levée de cette congestion. La création potentielle d une zone de marché unique nécessitera toutefois d autres investissements très significatifs qu il faudra intégrer dans l étude coûts/bénéfices que mènera la CRE en Au-delà de ces développements et à un stade très prospectif, les acteurs ont maintenu la plupart des besoins potentiels de capacités identifiés dans le plan décennal de développement établi l an dernier pour la période Cependant à défaut d engagements de souscriptions de long terme lors de consultation ou en l absence de visibilité à moyen terme sur les conditions permettant de les justifier, certains besoins ont été reportés (cas des capacités aux interconnexions avec la Suisse et l Allemagne) ou supprimés (cas des capacités d interconnexion avec le Luxembourg). 31. Développer le réseau de transport : processus et délais 32. L évolution du portefeuille de projets 33. Les développements en zone Nord 34. Les développements en zone Sud 35. Les ouvrages mis en service dans les trois ans 36. Les ouvrages mis en service après Le développement prévisionnel des capacités Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

43 31. 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 : au développement de nouvelles capacités d échanges avec les transporteurs adjacents, de réception de GNL ou de stockage ; à l adaptation du réseau à la variabilité des configurations de flux ; aux évolutions souhaitées dans l organisation du marché avec la création à terme d une seule zone d équilibrage ; à l évolution des consommations, notamment celles liées aux centrales à cycle combiné gaz (24) qui requièrent une flexibilité intra-journalière élevée. Le développement du réseau régional est fondé principalement sur la couverture des besoins de transport à la pointe de consommation. Le mode de détermination de ces besoins est présenté page 56. Le développement du réseau principal dépend de l évolution des besoins de capacités en entrée ou en sortie de zone. La création de nouvelles capacités dans une zone de marché implique la réalisation 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. Renforcer un ouvrage du cœur de réseau permet ainsi le plus souvent de satisfaire les besoins de plusieurs projets. Le calendrier dépend alors du premier projet qui la déclenchera. Dans certains cas, le renforcement du cœur de réseau peut être réalisé progressivement comme l illustrent les développements 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 en conséquence. La situation des projets peut en outre évoluer en fonction des évolutions réglementaires et de celles des marchés mondiaux de l énergie et des contraintes qu elles peuvent faire peser sur les expéditeurs, les consommateurs et les investisseurs. Macro planning 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 (24) Une centrale à cycle combiné gaz consomme environ 20 GWh/j (20 millions de kwh), l équivalent de la consommation hivernale d une ville de habitants. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

44 32. L évolution du portefeuille de projets GRTgaz a investi 666 millions d euros en 2012 pour assurer la sécurité d alimentation des territoires, moderniser et développer son réseau de transport, renforcer sa puissance et sa flexibilité, accroître ses capacités d échange avec les réseaux adjacents. Les ouvrages mis en service en 2012 et 2013 En 2012, deux centrales de production d électricité à cycle combiné gaz ont été raccordées au réseau de GRTgaz : 413 MW près de Toul (Meurthe-et-Moselle) 465 MW à Martigues (Bouches-du-Rhône). Pour 2013, les mises en service réalisées ou prévues sont inchangées par rapport au plan de développement Elles sont présentées de façon détaillée dans les pages suivantes : doublement partiel de l artère des Hauts de France (51 km en DN 1 200) ; adaptation de l interconnexion de Taisnières (Nord) ; adaptation de l interconnexion de Laneuvelotte (Meurthe-et-Moselle) ; adaptation de la station de compression de Cuvilly (Oise) ; nouvelle station de compression et d interconnexion de Chazelles (Charente) ; nouvelle station de compression de St Avit (Drôme) ; adaptation de la station de compression d Etrez (Ain) ; raccordement du nouveau stockage de Hauterives (Drôme). Les projets en cours GRTgaz poursuit la réalisation des projets décidés, notamment le raccordement du terminal de Dunkerque et le renforcement du cœur de réseau en zone Sud. Pour lisser la charge des entreprises de pose, GRTgaz prévoit le report de quelques mois de la date de mise en service (en 2017) du tronçon Dierrey-Voisines, sans impact sur les capacités d émission du terminal de Dunkerque. Par ailleurs, les études de détail conduites pour le projet Eridan mettent en évidence des contraintes plus importantes que prévu qui se traduiront très probablement par un retard de quelques mois de la mise en service et par des coûts à terminaison dans la fourchette haute de l estimation (+30 %). Les études en cours et projets en attente de décision À la suite de la consultation des parties prenantes, les besoins potentiels identifiés dans le précédent plan ont été confirmés par les porteurs de projets et les opérateurs d infrastructures adjacentes. En revanche, les open seasons menées dans le cadre du développement des capacités de la France vers le Luxembourg et de la Suisse vers la France n ont pas permis à ce stade de confirmer le besoin. GRTgaz étudie avec les différentes parties les suites à donner. 40 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

45 33. Les développements en zone Nord Connectée aux grands marchés nord-européens, la zone Nord est une zone active et attractive. 410 TWh ont été échangés en 2012 sur le PEG Nord (+ 9 %). Les principaux besoins identifiés par GRTgaz d ici 2022 sont : Saint-Martinde-Crau Montoirde-Bretagne Artère du Maine Chazelles Dunkerque Artère Chémery France II de Beauce Cherré Montpellier Projets décidés Projets non décidés Flux physique existant Hauts de Artère de Flandres Pitgam Dierrey Cuvilly Arc de Die rrey Taisnières Fos Artère du Nord-est Voisines Étrez Obergailbach Laneuvelotte Morelmaison Oltingue Saint-Avit le raccordement au futur terminal méthanier de Dunkerque (2015) et le renforcement du cœur de réseau en doublant l artère des Hauts de France (2015) et en créant l Arc de Dierrey ( ) ; le développement de capacités d entrée depuis la Belgique (2013) et la Suisse (2017) et de capacités de sortie vers la Belgique (2015), l Allemagne (2020) et la Suisse (2022) ; l augmentation des capacités d entrée au terminal méthanier de Montoir-de- Bretagne et l adaptation du réseau en conséquence ( ). Plusieurs besoins n ayant pas été confirmés par le marché, les développements correspondants ont été reportés (capacités d interconnexion avec la Suisse ou l Allemagne) ou supprimés (interconnexion avec le Luxembourg). Les renforcements du réseau liés aux interconnexions L augmentation des capacités d entrée au nord ouest de la zone Nord entraîne une saturation du réseau sur l axe ouest est : la partie est du réseau peut ne pas être pleinement alimentée en cas de pointe de froid et de capacités de sortie portées à leur maximum. La réalisation de l Arc de Dierrey, une canalisation de 1200 mm de diamètre sur environ 300 km entre les stations de Cuvilly (Oise) et de Voisines (Yonne) par Dierrey (Aube) participe à la décongestion durable de l axe nordouest est. Décidé en 2011 dans la perspective du raccordement du terminal de Dunkerque en 2015, l Arc de Dierrey sera mis en service en deux temps. Le tronçon d environ 120 km entre Dierrey et Voisines est reporté à fin 2016 avec les travaux d aménagement de la station de Voisines. Ce décalage est sans impact sur la capacité d émission du nouveau terminal et sur la disponibilité des capacités souscrites au point d entrée du terminal et à l interconnexion de Veurne. Le projet bénéficiera malgré ce décalage des subventions européennes liées à l achat des tubes. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

46 Le développement de nouvelles capacités de regazéification sur la façade atlantique pourrait conduire à renforcer le réseau sur un axe ouest est avec le doublement complet de l artère de Beauce et du Maine, de Nozay (Loire Atlantique) à Saint-Arnoult-des-Bois (Eure-et-Loir), le doublement de l artère du Nord-Est entre les stations de Laneuvelotte (Meurthe-et-Moselle) et de Morelmaison (Vosges) et la création d une canalisation reliant Chémery (Loir-et-Cher) à Dierrey. Les développements décidés Raccorder le nouveau terminal de Dunkerque (2015) Ce terminal d une capacité de 13 Gm 3 /an devrait être opérationnel fin Son raccordement au réseau conduit à réaliser à l horizon 2015 : une artère de liaison de 900 mm de diamètre sur 17 km entre le terminal et la station de compression de Pitgam (Nord) ; cette canalisation acheminera du gaz non odorisé ; le doublement de l artère des Hauts de France entre Nédon (Pas-de-Calais) et Cuvilly (Oise) par une canalisation de mm de diamètre sur 123 km et l adaptation des stations d interconnexion de Pitgam, Cuvilly, Ourcq et Dierrey (Aube) ; la création de la première partie l Arc de Dierrey sur 180 km entre Cuvilly et Dierrey. La deuxième partie de l arc de Dierrey entre Dierrey et Voisines sera mise en service fin Les ouvrages prévus permettront de porter à 520 GWh/j la capacité d entrée du terminal du Dunkerque vers le PEG Nord. 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 l augmentation des capacités d entrée de Taisnières H bénéficient d une subvention de l Union européenne de 108 M. Belgique Augmenter les capacités d entrée à Taisnières H (2013) Fluxys et GRTgaz ont lancé en 2007 une consultation coordonnée pour évaluer les besoins de la Belgique vers la France. La phase engageante a mis en évidence une demande supplémentaire de 50 GWh/j qui portera la capacité d entrée à 640 GWh/j en Cette augmentation a nécessité l adaptation de la station d interconnexion de Taisnières (Nord) et de la station de compression de Cuvilly et le doublement partiel de l artère des Hauts de France sur environ 50 km. La décision finale a été prise par GRTgaz en 2010 pour l artère des Hauts de France II et Cuvilly. L investissement approuvé par la CRE s élève au total à 191 M. Créer des capacités de sortie près de Veurne (2015) En Belgique, le gaz n est pas odorisé sur le réseau de transport principal et le transporteur belge n accepte pas le gaz préalablement odorisé. GRTgaz ne commercialise donc pas de capacité ferme de sortie vers ce pays. Seules des capacités rebours interruptibles sont proposées à Taisnières. Le nouveau terminal méthanier de Dunkerque permettra de disposer du gaz non odorisé à proximité de la frontière belge. Il sera possible de commercialiser des capacités fermes de la France vers la Belgique en créant 42 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

47 un nouveau point d interconnexion dédié au gaz non odorisé près de Veurne. Ce développement renforcera l intégration des marchés français, belge et nord-européens. GRTgaz et Fluxys ont lancé en 2010 une consultation coordonnée afin d évaluer les besoins. Les résultats de la phase non engageante les ont conduits à proposer pour la phase engageante : à Veurne, des capacités de sortie du réseau de GRTgaz et d entrée sur le réseau de Fluxys allouées de façon coordonnée et commercialisées respectivement par GRTgaz et Fluxys ; au terminal de Dunkerque, des capacités d entrée sur le réseau de Fluxys, commercialisées par Fluxys qui a contractualisé une prestation de transport auprès de GRTgaz. La consultation s est achevée en 2012 par l allocation de 100 GWh/j de capacités fermes du PEG Nord vers la Belgique et de 170 à 219 GWh/j de capacités fermes vers la Belgique selon l année considérée. Du côté français, la réalisation de cette nouvelle interconnexion nécessite : la modification de l interconnexion de Pitgam ; la création de l artère des Flandres, une canalisation d environ 25 km pour transporter le gaz non odorisé entre la station de Pitgam et l interconnexion de Veurne. L investissement approuvé par la CRE s élève à 86 M. Les développements envisagés en réponse aux besoins exprimés Accompagner le développement du terminal de Montoir (2018 et 2021) L opérateur du terminal méthanier de Montoir-de-Bretagne envisage de porter la capacité annuelle du terminal de 10 à 12,5 Gm 3 en 2018, puis à 16,5 Gm 3 en Une consultation du marché (phase non engageante) est en cours pour ces extensions. Pour permettre l émission de 2,5 Gm 3 supplémentaires sur le réseau en 2018, la station de compression d Auvers-le-Hamon (Sarthe) devrait être renforcée de 10 MW et l artère de Beauce doublée entre Cherré (Sarthe) et Saint-Arnoult (Yvelines). Pour accueillir 16,5 Gm 3 en 2021, date à laquelle l Arc de Dierrey sera réalisé, il faudrait doubler l artère du Maine en diamètre mm entre Nozay (Loire-Atlantique) et Cherré, installer une canalisation entre Chémery (Loir-et-Cher) et Dierrey et renforcer la compression à Dierrey. Suisse / Italie Créer des capacités d entrée à Oltingue (2017) FluxSwiss a consulté le marché en 2010 pour évaluer la demande de capacités de transit de l Italie vers la France ce qui s est conclu par des réservations. De son côté, Snam Rete Gas a décidé d investir dans son réseau de transport afin de pouvoir exporter plus de 400 GWh/j vers la Suisse pour alimenter la France et l Allemagne. Une consultation conjointe de GRTgaz et FluxSwiss s est déroulée entre juin et septembre 2012 pour commercialiser 100 GWh/j de capacités interruptibles (2016) ou fermes sous condition de pression (2018). Cette consultation n a pas permis la validation du projet sur la base des produits proposés mais confirme l existence d une demande. GRTgaz et FluxSwiss travaillent sur un produit alternatif nécessitant moins d investissement (adaptation des interconnexions d Oltingue et de Morelmaison pour un montant estimé à une dizaine de millions d euros) et mieux adapté à la demande. Les capacités correspondantes pourraient être mises en service à l horizon 2017, moyennant une confirmation de la demande avant fin Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

48 Accroître les capacités de sortie à Oltingue (2022) Oltingue est le principal point de sortie du réseau vers la Suisse et l Italie. Ses capacités sont utilisées en quasitotalité pour approvisionner l Italie en gaz néerlandais et norvégien notamment. Plusieurs expéditeurs ont manifesté par le passé leur intérêt pour des capacités de sortie supplémentaires. Ce projet est conditionné par la possibilité d augmenter la capacité vers l Italie en Suisse. Compte tenu des incertitudes sur ce dernier point et du délai de construction des ouvrages, la date de mise en service de ces capacités est envisagée à l échéance du plan décennal. Ce projet pourrait nécessiter sur le réseau de GRTgaz le doublement partiel de l artère du Nord Est entre Morelmaison (Vosges) et Laneuvelotte (Meurthe-et-Moselle) et de l artère de Beauce, ainsi qu un renforcement de la compression à Dierrey. Luxembourg Accroître les capacités de sortie (2018) Afin de satisfaire l évolution attendue de la consommation luxembourgeoise, Creos Luxembourg a demandé à GRTgaz d étudier l accroissement de la capacité d interconnexion depuis la France, actuellement limitée à 0,3 GWh/j. Le renforcement envisagé à l horizon 2018 consistait en la construction d une canalisation entre l artère de Lorraine et le Luxembourg. L investissement était estimé à 72 m et la capacité de sortie commercialisée de 40 GWh/j. Les deux opérateurs ont lancé conjointement une consultation du marché qui s est terminée en mai Les acteurs du marché n ont pas confirmé leur intérêt pour la capacité proposée. Le projet pourrait cependant être maintenu si le Luxembourg le confirmait au titre de la sécurité de son approvisionnement. Allemagne Créer des capacités de sortie à Obergailbach Dans le cadre du renforcement du corridor Nord-Sud de l Europe de l Ouest, GRTgaz a étudié la possibilité de créer à Obergailbach 100 GWh/j de capacités fermes de sortie vers l Allemagne (à l horizon 2020). Les ouvrages envisagés pour créer ces capacités sont : le doublement de tout ou partie de l artère du Nord Est entre Morelmaison et Voisines ; la création d une station de compression à Cheppy (Meuse) ; le renforcement des compressions à Voisines et Evry et l adaptation des interconnexions de Voisines et Morelmaison. Ce projet est également conditionné par l évolution des pratiques d odorisation sur le réseau principal de GRTgaz, les transporteurs allemands n acceptant pas actuellement de gaz préalablement odorisé, sauf cas de force majeure. En dépit des discussions avec les différentes parties prenantes, l intérêt du marché pour ce projet ne se confirme pas. Les modélisations de l ENTSOG ont prouvé la capacité du réseau actuel à répondre aux différents scénarios d approvisionnement. L exportation de gaz vers l Allemagne suppose la construction de nouvelles capacités de regazéification et des livraisons de GNL importantes en France et en Espagne, ce qui semble peu probable à moyen terme. De leur côté, les gestionnaires de transport allemands considèrent dans leur plan de déve- 44 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

49 loppement que dans certains scénarios de demande, des quantités supplémentaires en provenance des pays nord-ouest européens pourraient être nécessaires, sans privilégier une interconnexion en particulier (Belgique, France ou Suisse). Compte tenu de ces éléments, GRTgaz conserve ce projet en le décalant de deux ans. Toutefois, son maintien dans le prochain plan décennal de développement sera réévalué au vu des intérêts manifestés par les parties prenantes dans les prochains mois. Les développements liés aux stockages GRTgaz a consulté Storengy sur ses besoins de développement de capacité de stockage. Storengy a confirmé la position exprimée en 2012 et n indique aucun développement significatif en zone Nord. Gaz naturel, transport et odorisation Généralement inodore, le gaz naturel est odorisé afin d identifier des fuites éventuelles sur le réseau de distribution et les installations intérieures. La distribution de gaz odorisé est obligatoire dans tous les pays d Europe. La France et l Espagne odorisent le gaz naturel de façon centralisée à son entrée sur le réseau de transport. La plupart des pays européens l odorise de façon décentralisée en amont des réseaux de distribution. Les contacts établis en 2011 ont montré qu une harmonisation des pratiques d odorisation du gaz est une condition préalable à l exportation de gaz de la France vers l Allemagne ou la Belgique, voire à une augmentation significative des flux vers la Suisse. Ce sujet fait l objet d un point particulier dans le code de réseau sur l interopérabilité des réseaux. Ce code, en cours de rédaction au sein de l ENTSOG, sera remis à l ACER au plus tard le 11 septembre Suivront alors les processus de validation formelle par l ACER, la CE, les Etats-Membres, le Conseil et le Parlement. Il s appuiera sur les dispositions des lignes directrices publiées par l ACER le 26 juillet 2012 qui stipulent notamment que dans le cas où les différentes pratiques d odorisation représentent des barrières aux échanges de gaz transfrontaliers, les opérateurs devront chercher un accord, dans un délai de six mois, pour lever celles-ci. Afin d évaluer l impact d une modification de réglementation en la matière, GRTgaz a lancé en 2012 une étude sur la décentralisation de l odorisation sur son réseau. Les premiers échanges avec les parties prenantes ont montré la nécessité d une large concertation pour mesurer tous les impacts d une harmonisation. Dans cette optique, GRTgaz envisage la réalisation d installations pilotes avec le concours d un opérateur de réseau de distribution. Parallèlement, une canalisation et une interconnexion destinées à acheminer du gaz non odorisé entre le terminal de Dunkerque et la Belgique seront mises en services en Il est à noter qu aucun consommateur français ne sera raccordé, directement ou indirectement sur ces ouvrages. L harmonisation des pratiques d odorisation, qui dans le cas de l odorisation décentralisée aura un coût conséquent, s inscrit dans l hypothèse d une demande significative de capacités de sortie vers l Allemagne, en lien avec un accroissement des capacités de réception de GNL en France. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

50 34. Les développements en zone Sud Très bien placée pour accueillir le GNL d Afrique du Nord et du Moyen Orient, la zone Sud pourrait devoir acheminer ce gaz vers les marchés nord-européens. Elle doit aussi être en mesure de recevoir du gaz transitant par la zone Nord pour elle-même, pour TIGF et pour l Espagne lorsque les flux de GNL diminuent. C est l objectif du corridor Nord Sud de l Europe de l Ouest que de faciliter ces échanges. En 2012, 104 TWh ont été échangés sur le PEG Sud. Les principaux projets sont : Dunkerque Pitgam Taisnières le développement des capacités d échange avec TIGF et l Espagne grâce à la création d une nouvelle station de compression à Chazelles (2013) ; Montoirde-Bretagne Artère du Maine Chazelles Artère Chémery de Beauce Cherré Cuvilly Dierrey Artère de Arc Eridan Bourgogne lyonnais Obergailbach Laneuvelotte Morelmaison Voisines Oltingue Étrez Saint-Avit le renforcement du cœur de réseau en doublant l artère du Rhône (projet Eridan), la canalisation de l Arc lyonnais et l artère de Bourgogne ; l augmentation des capacités de stockage (2018) et des capacités d entrée aux terminaux méthaniers de Fos ( ). Montpellier Fos Saint-Martinde-Crau Projets décidés Projets non décidés Flux physique existant Plusieurs avancées ont amélioré l accès à la zone Sud depuis 2010 La commercialisation des capacités de transport fait l objet de plusieurs tours d allocation au prorata des demandes ce qui donne aux expéditeurs une meilleure visibilité pour formuler leurs besoins. Un mécanisme d allocation garantie assure aux expéditeurs aux besoins modestes les capacités dont ils ont besoin. GRTgaz et la bourse Powernext proposent depuis mi-2011 un couplage de marché entre les PEG Nord et Sud. Ce service optimise l utilisation de la capacité de la liaison entre les deux zones et facilite l accès à la zone Sud (voir p. 50). GRTgaz et Storengy proposent depuis juin 2013 un service de capacités fermes quotidiennes sur la liaison. (voir ci contre). Au-delà de sa propre sécurité d approvisionnement, les grands projets en zone Sud s inscrivent dans le cadre plus large du désenclavement de la péninsule ibérique et de l accompagnement de la transition énergétique de l Europe : remplacement du fioul et du charbon par le gaz naturel, production d électricité en appui des énergies solaires et éoliennes. Le service JTS Depuis juin 2013, GRTgaz propose aux expéditeurs un nouveau service appelé «Joint Transport Storage Service» qui mettra à disposition du marché de nouvelles capacités sur la liaison Nord-Sud. Construit en étroite collaboration avec Storengy, il consiste à proposer des capacités fermes quotidiennes sur la liaison Nord-Sud à hauteur de 15 GWh/j et commercialisées aux enchères. Ce service est proposé à titre expérimental jusqu en octobre Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

51 Les développements décidés TIGF et l Espagne Accroître les capacités d échange (2013 et 2015) Le renforcement des capacités d échange entre la France et l Espagne est une priorité de l Union européenne et de l initiative gazière régionale Sud. Les consultations de marché conduites en 2009 et 2010 ont confirmé le besoin de nouvelles capacités dans les deux sens. Elles vont passer : à Port de Larrau de 110 GWh/j à 165 GWh/j dans le sens Espagne France et de 100 GWh/j à 165 GWh/j dans le sens France Espagne (2013) ; à Biriatou de 5 GWh/j à 60 GWh/j dans le sens Espagne France (2015). La mise en service d une nouvelle station de compression à Chazelles (2013) s inscrit dans ce cadre. Équipée de trois électro-compresseurs de 12,5 MW, elle permet d accroître les échanges avec TIGF et de porter l artère de Guyenne à pleine capacité. L investissement approuvé par la CRE s élève à 99 M. Il bénéficie du soutien financier de l Union européenne à hauteur de 48 M. Le renforcement du corridor Nord-Sud Doubler l artère du Rhône : le projet Eridan Le projet Eridan doublera l artère du Rhône par une canalisation de 220 km entre les stations d interconnexion adaptées en conséquence de Saint-Martin-de-Crau et de Saint-Avit (Drôme), proche du stockage de Tersanne. Cet ouvrage a été décidé en 2011, pour une mise en service alors prévue en 2016, afin de renforcer les capacités de transport d entrée au sud de la zone Sud et de préparer la fusion des zones Nord et Sud de GRTgaz. La CRE a approuvé l investissement pour un montant estimé à 484 M. Il bénéficie du soutien financier de l Union européenne à hauteur de 74 M au titre de sa contribution au plan de relance européen. Les études de détail conduites en vue de l instruction des dossiers administratifs, déclarés complets et réguliers le 18 décembre 2012 par l administration mettent en lumière des contraintes plus importantes que prévu. Elles se traduiront très probablement par une mise en service reportée en 2017 et par des coûts à terminaison dans la fourchette haute de l estimation établie lors des études d opportunité en 2010 (+30%). Les développements ultérieurs Le renforcement de l axe nord sud pourrait être complété par le doublement de l artère de Bourgogne entre Etrez et Voisines (Yonne) dans le cadre de la fusion des zones. Le doublement de la canalisation entre Saint-Avit et Etrez (Arc Lyonnais) s inscrirait dans le cadre d une augmentation des capacités au sud de la zone Sud supérieure à celle générée par Eridan liée à l accroissement des capacités de réception de GNL à Fos, des stockages de Hauterives, Etrez et Manosque ou encore au projet Midcat. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

52 Les développements envisagés en réponse des besoins exprimés Créer une interconnexion à l est des Pyrénées (2020) La création d une nouvelle interconnexion à l est des Pyrénées, le projet Midcat, est envisagée à l horizon 2020 pour améliorer l intégration de la péninsule ibérique. Ce projet est répertorié dans le TYNDP, et dans le GRIP Sud Ouest, le plan d investissements régional associant le Portugal, l Espagne et la France. Au-delà des renforcements de l axe nord sud décrits ci-dessous, ce projet pourrait nécessiter : le renforcement de la puissance de compression et l adaptation de l interconnexion de Saint-Martin de Crau (Bouches-du-Rhône) ; la création d une compression à Montpellier (Hérault) et le renforcement des stations situées entre Saint- Martin de Crau et Voisines. Les développements liés aux terminaux méthaniers Trois projets sont à l étude pour créer de nouvelles capacités de regazéification autour du bassin de Fos-sur-Mer à l horizon Raccorder un nouveau terminal méthanier à Fos-sur-Mer Fos Faster LNG Terminal SAS projette la construction d un terminal méthanier d une capacité de regazéification de 8 à 16 Gm 3 par an dont la mise en service pourrait intervenir en La décision finale d investissement est prévue en Le raccordement de ce terminal pour une capacité de 8 Gm 3 par an pourrait nécessiter : une canalisation entre le terminal et l artère de Crau ; le doublement de l artère de l Arc Lyonnais entre Saint-Avit et Etrez en complément du doublement de l artère du Rhône (Eridan) qui aura été réalisé ; le renforcement de certaines stations de compression de la vallée du Rhône, notamment Saint-Avit et Etrez ; le doublement de l artère de Beauce entre Saint-Arnoult et Cherré. Accompagner le développement du terminal de Fos Tonkin Elengy a lancé une consultation de marché en 2011 afin de valider l intérêt de rénover et développer le terminal de Fos Tonkin à l horizon 2020 pour accroître sa capacité de 3 à 5,5 Gm 3 par an. GRTgaz a réalisé parallèlement les études techniques et économiques afin d évaluer l impact de ce développement sur le réseau. La consultation a validé la prolongation des capacités existantes jusqu en 2019, date à laquelle une augmentation de sa capacité d émission de 80 GWh/j pourrait être envisagée. Cela ne nécessitera pas d investissement sur le réseau principal au-delà des renforcements décidés (Eridan) et envisagés dans le cadre du projet Fos Faster possible en 2019 (Arc Lyonnais). Accompagner le développement du terminal de Fos Cavaou Fosmax LNG envisage l extension du terminal de Fos Cavaou jusqu à 16,5 Gm 3 par an à l horizon Une concertation publique est en cours. Dans la mesure où les renforcements envisagés d ici 2020 seraient réalisés, le développement des capacités du terminal de Fos Cavaou pourrait nécessiter : l adaptation de l interconnexion de Saint-Martin-de-Crau ; le renforcement des compressions sur un axe Saint-Martin-de-Crau Voisines. 48 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

53 Les développements liés aux stockages Accompagner le développement du stockage de Manosque (2016 et 2018) Géométhane envisage de rénover le stockage de Manosque (Alpes-de-Haute Provence), d accroître sa capacité d injection en 2016 et sa capacité de soutirage en Accompagner le développement du stockage d Etrez (2017 et 2021) Storengy envisage sur la même période le développement des capacités d injection et de soutirage du stockage d Etrez. En complément des renforcements du cœur de réseau identifiés précédemment, le développement des capacités de soutirage de ces deux stockages pourrait nécessiter : l adaptation des stations d interconnexion de Saint-Martin-de-Crau, Saint-Avit et Etrez ; le renforcement de la compression de Saint-Martin-de-Crau. Alimenter la Corse en gaz naturel L alimentation de la Corse en gaz naturel permettrait de remplacer le fioul utilisé dans les deux centrales thermiques de l île. Deux possibilités sont envisagées par les pouvoirs publics : le projet Cyrénée de raccordement au futur gazoduc sous-marin GALSI, reliant l Algérie à l Italie par la Sardaigne. Des études de faisabilité ont permis d établir un projet de tracé en Corse. Cependant, la construction du gazoduc GALSI a été reportée pour la troisième fois le 30 mai 2013 ; une alimentation à partir de deux barges de GNL au large de Bastia et Ajaccio ou d une barge de GNL au large de Bastia, reliée à Ajaccio par une canalisation terrestre de 400mm de diamètre et d environ 200 km passant par Porto Vecchio. S agissant d une zone non interconnectée au réseau continental, les pouvoirs publics, s ils confirmaient la réalisation de la conversion au gaz naturel des centrales électriques corses et la construction d un gazoduc Bastia-Ajaccio, fixeront le cadre juridique et régulatoire adapté. GRTgaz pourrait alors prendre position quant à sa participation à la réalisation du projet. Fusionner les zones de marché Nord et Sud En cohérence avec l organisation cible du marché gazier européen, la CRE souhaite faire évoluer l organisation du marché du transport en France. Elle a demandé à GRTgaz et TIGF la création d un PEG Sud unique au 1 er avril 2015 et a retenu une orientation visant à fusionner les zones Nord et Sud à l horizon Cette fusion reposerait notamment sur le doublement de l artère de Bourgogne entre Etrez et Voisine (projet Val de Saône). La création d une place de marché Sud unique GRTgaz-TIGF La création d un PEG unique GRTgaz Sud TIGF n implique pas de développement physique du réseau. Sa mise en œuvre est décidée et nécessite à présent d arrêter les modalités de création et de fonctionnement de ce PEG commun. La fusion des zones de marché Nord et Sud de GRTgaz En 2012, GRTgaz a étudié une approche combinant investissements et mécanismes contractuels, une fois l Arc de Dierrey et Eridan réalisés. Le doublement de l artère de Bourgogne entre Voisines et Etrez (projet Val de Saône) serait l option la plus efficace pour soulager les congestions et limiter le recours à des outils contractuels. Sur la Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

54 base des hypothèses retenues dans l étude confiée au cabinet KEMA en 2011 (25), l investissement a été évalué à environ 600 M et le coût des outils contractuels à moins de 10 M par an. La CRE s est fondé sur ces informations pour retenir l orientation consistant à fusionner à terme les zones Nord et Sud. Conformément aux termes de sa délibération du 19 juillet 2012, la CRE entend conduire durant l été 2013 une analyse coûts/bénéfices devant confirmer, le cas échéant, le bien fondé de cette orientation. La décision de fusionner les zones de marché sera prise en conséquence d ici D ici à la mise en œuvre de cette fusion potentielle, GRTgaz continuera d optimiser au mieux l utilisation des infrastructures existantes en coopération avec les opérateurs adjacents, et d adapter les règles d accès aux capacités de la liaison si nécessaire. Le couplage de marché entre les PEG Nord et Sud : un instrument de liquidité pour le PEG Sud GRTgaz a lancé le 1 er juillet 2011 avec Powernext, un service de couplage de marchés entre les PEG Nord et Sud, une première dans le secteur du gaz en Europe. Ce couplage offre aux expéditeurs une nouvelle façon d accéder à des capacités sur la liaison Nord Sud en leur proposant indirectement une prestation de transport entre les PEG Nord et Sud, ou vice-versa, la veille pour le lendemain et le week-end. Depuis le 1 er avril 2013, la capacité mise à disposition par GRTgaz peut atteindre jusqu à 30 GWh/j du Nord vers le Sud. Proposée par Powernext, l offre s appuie sur le produit de spread PEG Sud/PEG Nord lancé en Elle est commercialisée sous forme d enchère implicite dont le prix traduit la situation du marché. Ce service a permis d augmenter la liquidité spot du PEG Sud, en particulier dans les situations de congestion. Mais le couplage ne crée pas de capacités et quand les flux physiques saturent la liaison Nord-Sud, ce qui est le cas lorsque les émissions des terminaux de Fos sont faibles et les flux vers l Espagne élevés, l écart de prix entre les PEG Nord et Sud s accroît fortement. Les renforcements nécessaires à la fusion des zones Nord et Sud Dunkerque Taisnières Montoir-de-Bretagne Artère de Beauce Cherré Chémery Cuvilly Obergailbach Laneuvelotte Dierrey Arc de Die rrey Artère de Bourgogne Artère du Nord-est Morelmaison Voisines Oltingue Chazelles Arc lyonnais Étrez Saint-Avit Eridan Ouvrages décidés Fusion basée sur des investissements Approche mixte Montpellier Fos Saint-Martin-de-Crau (25) 50 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

55 35. Les ouvrages mis en service dans les trois ans La réalisation de tous les ouvrages dont la mise en service est attendue entre 2013 et 2015 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. Ces ouvrages, liés au raccordement du terminal méthanier de Dunkerque et au développement des capacités d échange avec la Belgique et avec TIGF, sont précisés ci-dessous : Ouvrages à adapter ou construire Mise en service Demande de capacités générant le renforcement Statut de la décision Adaptation de l interconnexion de Laneuvelotte Augmentation des capacités d entrée depuis l'allemagne à Obergailbach Décision de réalisation prise Création d une station de compression à Chazelles Augmentation des capacités de l interconnexion GRTgaz TIGF Décision de réalisation prise Doublement partiel de l artère des Hauts de France (51 km en DN 1200). Adaptation de l interconnexion de Taisnières. Adaptation de la compression à Cuvilly Augmentation des capacités d entrée depuis la Belgique à Taisnières H Décision de réalisation prise Adaptation de la compression d Etrez (18 MW dont 9 MW en secours) Renforcement du corridor Nord-Sud de l Europe de l Ouest Décision de réalisation prise Artère du Clipon (19 km en DN 900). Doublement des Hauts de France de Nedon à Cuvilly (123 km, DN 1200). Arc de Dierrey entre Cuvilly et Dierrey (180km, DN 1 200). Adaptation des interconnexions Pitgam, Cuvilly, Dierrey et création de l interconnexion de l Ourcq Raccordement du terminal de Dunkerque Décision de réalisation prise Artère des Flandres. Adaptation de l interconnexion de Pitgam Création d une capacité de sortie vers la Belgique Décision de réalisation prise 36. Les ouvrages mis en service après 2015 Les projets mis en service après 2015 qui ont fait l objet d une décision de réalisation sont l achèvement de l Arc de Dierrey et le doublement de l artère du Rhône (Eridan). La décision de réaliser les autres ouvrages sera prise en particulier lorsque : l intérêt du marché aura été confirmé ; la décision de réalisation de l infrastructure adjacente aura, le cas échéant, été prise ; le financement sera assuré ; l investissement aura été approuvé par la CRE. Pour établir le calendrier des ouvrages à construire, GRTgaz 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 adapter, notamment en cœur de réseau, dépendent toutefois 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. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

56 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 faire apparaître le besoin d adapter d autres ouvrages. Ouvrages à adapter ou construire Mise en service Demande de capacités générant le renforcement Statut de la décision Arc de Dierrey entre Dierrey et Voisines (120 km, DN 1 200). Adaptation de l interconnexion de Voisines Renforcement de la fluidité en zone Nord à la suite de l accroissement de capacités à Dunkerque et Taisnières. Décision de réalisation prise ERIDAN : doublement de l artère du Rhône, (220 km, DN 1 200) et modifications des interconnexions de Saint-Avit et de Saint-Martin de Crau Renforcement du corridor Nord-Sud de l Europe de l Ouest. Décision de réalisation prise Adaptation des interconnexions d Oltingue et de Morelmaison Doublement de l artère de Bourgogne Augmentation des capacités d entrée à partir de la Suisse. Fusion des zones Nord et Sud de GRTgaz (PEG). En cours En cours Adaptation de la station de compression d Auvers-le-Hamon. Fin du doublement de l artère de Beauce Augmentation des capacités d entrée à partir du terminal de Montoir (+2,5 Gm 3 /an) En cours Le cas échéant, doublement de l artère de Bourgogne. Adaptation des interconnexions de Saint Martin-de-Crau, Saint-Avit et Etrez. Le cas échéant, renforcement de la compression de Saint-Martin-de-Crau Augmentation des capacités d entrée à partir des stockages de Manosque et d Etrez En cours Artère de liaison entre le terminal et Saint-Martin-de-Crau. Canalisation de l Arc Lyonnais. Adaptation des interconnexions d Etrez et Saint-Avit. Le cas échéant, fin du doublement de l artère de Beauce. Le cas échéant, adaptation des stations de compression de Saint-Avit et d Etrez Raccordement d un nouveau terminal méthanier à Fos. En cours Création d une station de compression à Montpellier. Renforcement de la station de compression de Saint-Martin-de-Crau. Renforcements de l axe Saint-Martin-de-Crau - Voisines en fonction des développements précédents (limités à des compressions si les artères de l Arc Lyonnais et de Bourgogne ont été réalisées) Augmentation des capacités d interconnexion entre la France et l Espagne. En cours Renforcement de tout ou partie de la canalisation Morelmaison Voisines. Adaptation des interconnexions de Morelmaison et Voisines. Nouvelle station de compression à Cheppy. Selon les capacités développées, renforcements de compression à Evry et Voisines Création de capacités de sortie vers l Allemagne En cours Renforcements de l axe Saint-Martin-de-Crau - Voisines en fonction des développements précédents (limités à des compressions si les artères de l Arc Lyonnais et de Bourgogne ont été réalisées). 2020/ 2021 Extension du terminal de Fos Cavaou En cours Doublement de l Artère du Maine. Création d'une artère entre Chémery et Dierrey. Renforcement de la compression de Dierrey Augmentation des capacités d entrée à partir du terminal de Montoir (+4 Gm 3 /an) En cours Création d une station de compression à Champey. Renforcement de la compression à Dierrey et adaptation de la station de Morelmaison. Renforcement des artères du Nord Est entre Morelmaison et Laneuvelotte et de l artère de Beauce si non réalisé auparavant Augmentation des capacités de sortie vers la Suisse. En cours 52 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

57 37. Le développement prévisionnel des capacités Les projets présentés se traduiraient par une augmentation des capacités d entrée de 17 % en 2016 et de 64 % à échéance Les capacités de sortie seraient augmentées de 60 % en 2015 et doublées à horizon Au 1 er janvier en GWh/j Au-delà ZONE NORD Capacités d'entrée Norvège - PIR Dunkerque Belgique PIR Taisnières H Belgique PIR Taisnières B Allemagne- PIR Obergailbach GNL PITM Dunkerque (1) GNL PITM Montoir (2) -550 Zone Sud vers Zone Nord Fusion Capacités de sortie Suisse/Italie PIR Oltingue Belgique PIR Veurne Allemagne- PIR Obergailbach ZONE SUD Capacités d'entrée (3) GNL PITM Fos TIGF/Espagne-PIR vers Zone Sud Zone Nord vers Zone Sud Fusion Capacités de sortie Zone Sud-PIR vers TIGF/Espagne (1) Capacité technique maximale développée. (2) Étude réalisée pour 425 (+ 55 GWh/j). (3) Hors augmentation des capacités du cœur du réseau (+120 GWh/j avec Eridan). Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

58 Annexe 1 Interconnexions : utilisation et taux de souscription PIR Midi TIGF / Espagne Depuis TIGF Vers TIGF 700 GWh/j 700 GWh/j janv. 10 sept. 10 mai 11 janv. 12 sept. 12 mai 13 janv. 14 sept. 14 mai 15 janv. 16 sept. 16 mai 17 janv. 18 sept. 18 mai 19 janv. 20 sept. 20 mai 21 janv. 22 sept. 22 mai 23 0 janv. 10 sept. 10 mai 11 janv. 12 sept. 12 mai 13 janv. 14 sept. 14 mai 15 janv. 16 sept. 16 mai 17 janv. 18 sept. 18 mai 19 janv. 20 sept. 20 mai 21 janv. 22 sept. 22 mai 23 Souscriptions Part réservée pour le court terme Disponible Capacité technique Souscriptions Part réservée pour le court terme Disponible Capacité technique Taisnières H et B depuis la Belgique Taisnières H Taisnières B 700 GWh/j 700 GWh/j janv. 10 sept. 10 mai 11 janv. 12 sept. 12 mai 13 janv. 14 sept. 14 mai 15 janv. 16 sept. 16 mai 17 janv. 18 sept. 18 mai 19 janv. 20 sept. 20 mai 21 janv. 22 sept. 22 mai 23 0 janv. 10 sept. 10 mai 11 janv. 12 sept. 12 mai 13 janv. 14 sept. 14 mai 15 janv. 16 sept. 16 mai 17 janv. 18 sept. 18 mai 19 janv. 20 sept. 20 mai 21 janv. 22 sept. 22 mai 23 Souscriptions Part réservée pour le court terme Disponible Capacité technique Souscriptions Part réservée pour le court terme Disponible Capacité technique Dunkerque depuis la Norvège Obergailbach depuis l Allemagne 700 GWh/j 700 GWh/j janv. 10 sept. 10 mai 11 janv. 12 sept. 12 mai 13 janv. 14 sept. 14 mai 15 janv. 16 sept. 16 mai 17 janv. 18 sept. 18 mai 19 janv. 20 sept. 20 mai 21 janv. 22 sept. 22 mai 23 0 janv. 10 sept. 10 mai 11 janv. 12 sept. 12 mai 13 janv. 14 sept. 14 mai 15 janv. 16 sept. 16 mai 17 janv. 18 sept. 18 mai 19 janv. 20 sept. 20 mai 21 janv. 22 sept. 22 mai 23 Souscriptions Part réservée pour le court terme Disponible Capacité technique Souscriptions Part réservée pour le court terme Disponible Capacité technique 54 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

59 Oltingue vers la Suisse et l Italie 700 GWh/j janv. 10 sept. 10 mai 11 janv. 12 sept. 12 mai 13 janv. 14 sept. 14 mai 15 janv. 16 sept. 16 mai 17 janv. 18 sept. 18 mai 19 janv. 20 sept. 20 mai 21 janv. 22 sept. 22 mai 23 Souscriptions Part réservée pour le court terme Disponible Capacité technique Liaison Nord Sud vers le Sud vers le Nord 700 GWh/j 700 GWh/j janv. 10 sept. 10 mai 11 janv. 12 sept. 12 mai 13 janv. 14 sept. 14 mai 15 janv. 16 sept. 16 mai 17 janv. 18 sept. 18 mai 19 janv. 20 sept. 20 mai 21 janv. 22 sept. 22 mai 23 0 janv. 10 sept. 10 mai 11 janv. 12 sept. 12 mai 13 janv. 14 sept. 14 mai 15 janv. 16 sept. 16 mai 17 janv. 18 sept. 18 mai 19 janv. 20 sept. 20 mai 21 janv. 22 sept. 22 mai 23 Souscriptions Part réservée pour le court terme Disponible Capacité technique Souscriptions Part réservée pour le court terme Disponible Capacité technique Stockages Injection Soutirage GWh/j GWh/j mars 10 juin 10 sept. 10 déc. 10 mars 11 juin 11 sept. 11 déc. 11 mars 12 juin 12 sept. 12 déc. 12 mars 13 juin 13 sept. 13 déc. 13 mars 14 0 mars 10 juin 10 sept. 10 déc. 10 mars 11 juin 11 sept. 11 déc. 11 mars 12 juin 12 sept. 12 déc. 12 mars 13 juin 13 sept. 13 déc. 13 mars 14 Nord B Nord-Atlantique ferme Nord-Est Nord-Ouest Sud-Atlantique Sud-Est Nord-Atlantique interruptible Sud-Atlantique interruptible Nord B / Soutirage-Ferme Nord-Atlantique / Soutirage-Ferme Nord-Est / Soutirage-Ferme Nord-Ouest / Soutirage-Ferme Sud-Atlantique / Soutirage-Ferme Sud-Est / Soutirage-Ferme Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

60 Annexe 2 La détermination des capacités commerciales du réseau GRTgaz commercialise l acheminement du gaz sous forme : de capacités fermes dont l utilisation est garantie contractuellement à l expéditeur pendant la durée de sa souscription dans des conditions normales d exploitation ; de capacités interruptibles dont l utilisation n est pas garantie. La pleine utilisation des capacités fermes et interruptibles proposées par GRTgaz conduit à une saturation du réseau. Toute augmentation des capacités de transport du réseau de GRTgaz implique donc des investissements supplémentaires. La méthode de détermination des capacités Du fait de la logique de zone et du maillage du réseau, 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. La démarche est la même pour déterminer les ouvrages nécessaires au développement de capacités. La modélisation permettant de déterminer les capacités d un réseau fait intervenir de nombreux paramètres, notamment les caractéristiques techniques des infrastructures, les contraintes d exploitation et la répartition des flux de gaz dans le réseau. Les caractéristiques techniques des infrastructures 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. 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. Les stations de compression permettent de relever la pression du gaz dans les canalisations. Leurs caractéristiques techniques sont principalement la puissance, les débits maximum et minimum qui peuvent être comprimés et les limites de taux de compression (rapport entre la pression aval et la pression amont). Les caractéristiques d autres ouvrages, comme les vannes de régulation qui génèrent des pertes de charge singulières, influent sur les capacités. 56 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

61 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 GRTgaz de satisfaire : ses obligations de service public en matière d alimentation de réseaux de distribution ; ses engagements contractuels auprès des clients industriels qui 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 (Wh). 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. La répartition des flux dans le réseau 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 réseau en conséquence. Les conditions d exploitation La détermination des capacités est réalisée pour des conditions normales d exploitation, fondées sur des hypothèses de répartition des flux considérés comme réalistes et acceptables. Ces hypothèses sont élaborées à partir de la connaissance des flux passés et de leurs évolutions prévisionnelles. Elles couvrent une large plage de cas climatiques, de la pointe de froid (26) aux consommations minimales du mois d août, et d utilisation des stockages souterrains selon les températures et la demande de gaz naturel. Le cadre de validité des capacités fermes proposées par GRTgaz permet à chaque expéditeur de satisfaire à ses obligations de service public (27), notamment par des soutirages des stockages souterrains l hiver et leur remplissage l été. Les situations particulières L exploration des différentes stratégies d approvisionnement possibles a conduit GRTgaz à identifier des conditions limites d exploitation du réseau en lien avec la température et les schémas d approvisionnement, pour lesquelles des flux minimaux sont nécessaires pour assurer le bon fonctionnement du réseau. Les conditions majeures portent sur le niveau minimum de soutirage des stockages, le flux minimal d entrée à Fos, à Dunkerque, et à Obergailbach. (26) Soit une température extrêmement basse trois jours de suite telle qu il s en produit statistiquement une tous les 50 ans : décret n du 19 mars 2004 relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz. (27) Décrets n et n du 21 août 2006 relatif à l accès aux stockages souterrains de gaz naturel. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

62 À titre d illustration, la condition sur Obergailbach est présentée ci-après. Le «minimum Obergailbach» À partir d un niveau de consommation correspondant à une température froide, l augmentation des flux de gaz issus des autres points d entrée du réseau (Fos excepté), combinée à une utilisation maximale de la liaison Nord Sud, sature le réseau dans le sens Ouest. Il faut alors un appoint de gaz à Obergailbach pour alimenter la partie est du réseau. Dunkerque Taisnières Obergailbach Zone Nord Montoir de Bretagne Oltingue Ouvrages saturés Station de compression Terminaux méthaniers Site de stockage Zone Sud Biriatou Larrau TIGF Fos 58 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

63 Annexe 3 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 les projets Arc de Dierrey, Eridan et la concertation organisée en Corse dans le cadre de Cyrénée. 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. GRT gaz s efforce de satisfaire le mieux possible les attentes exprimées et d apporter des garanties en réponse aux enjeux écologiques, agricoles et socio-économiques 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 oeuvre 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 en tant que besoin : 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. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

64 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 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 terres 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. 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) pour 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. Intégrer les installations de surface Les installations de surface sont intégrées le mieux possible dans leur environnement. Les options techniques les moins émettrices de CO 2 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 42 % en huit ans. 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. 60 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

65 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 : sécurité sur le chantier et aux abords, actions pour l emploi et les retombées économiques locales, qualité de l information et des relations avec les partenaires et riverains ; usages économes de l eau et de l énergie, mesures préventives contre les risques de pollution, limitation des déplacements des engins de chantier ; 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. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

66 Glossaire Glossaire Branchement : ouvrage de transport assurant la liaison entre le réseau de transport et un ou des postes de livraison, et destiné exclusivement ou principalement à l alimentation d un client ou d un réseau de distribution. Le branchement fait partie du réseau. Capacité d acheminement régional : quantité maximale d énergie, exprimée en MWh (PCS) par jour, que GRTgaz s engage à acheminer sur le réseau régional jusqu à un point de livraison consommateur, un point d interface transport distribution ou un point d interconnexion sur le réseau régional, selon le cas. Capacité de conversion : quantité maximale d énergie, exprimée en MWh (PCS) par jour, que GRTgaz s engage à livrer sous forme de gaz B ou H et à enlever simultanément sous forme de gaz H ou B. Capacité d entrée : quantité maximale d énergie, exprimée en MWh (PCS) par jour, que GRTgaz s engage à enlever chaque jour en un point d entrée donné. Capacité ferme : capacité dont le transporteur est en mesure de garantir l utilisation à tout moment pendant toute la durée de la souscription dans des conditions normales d exploitation. Capacité horaire de livraison : quantité maximale d énergie, exprimée en MWh (PCS) par heure, que l exploitant s engage à livrer chaque heure en un point de livraison consommateur. Capacité interruptible : capacité dont le transporteur n est pas en mesure de garantir l utilisation à tout moment pendant toute la durée de la souscription. Capacité journalière : quantité maximale d énergie que GRTgaz s engage à enlever, acheminer ou livrer chaque jour. Capacité de liaison : quantité maximale d énergie, exprimée en MWh (PCS) par jour, que GRTgaz s engage à acheminer chaque jour sur une liaison entre deux zones d équilibrage. Capacité de livraison : quantité maximale d énergie, exprimée en MWh (PCS) par jour, que GRTgaz s engage à livrer en un point de livraison consommateur, un point d interface transport distribution ou un point d interconnexion sur le réseau régional. Capacité restituable : capacité ferme que l expéditeur s engage à restituer à tout moment à GRTgaz à sa demande. Capacité rebours : capacité sur le réseau principal permettant à l expéditeur d effectuer des nominations dans le sens opposé au sens dominant des flux lorsque les flux de gaz ne peuvent s écouler que dans un seul sens. Capacité de sortie : quantité maximale d énergie, exprimée en MWh (PCS) par jour, que GRTgaz s engage à livrer chaque jour à l ensemble des points de livraison rattachés à une zone de sortie donnée, en un point d interconnexion réseau donné, ou en un point d interface transport stockage donné. Client : consommateur final de gaz naturel. Conditions de livraison : obligations de GRTgaz relatives aux caractéristiques physiques du gaz naturel qu il livre (pression, température ). Contrat d acheminement : contrat entre GRTgaz et un expéditeur déterminant les conditions dans lesquelles GRTgaz s engage à enlever des quantités de gaz mises à sa disposition par l expéditeur en un ou plusieurs points d entrée ou points d échange de gaz et à livrer des quantités de gaz ayant le même contenu énergétique en un ou plusieurs points de livraison ou points d échange de gaz. Contrat de raccordement : contrat entre GRTgaz et un client définissant les conditions de réalisation, d exploitation et de maintenance des ouvrages de raccordement et les conditions de livraison. Déséquilibre de bilan cumulé (ou écart de bilan cumulé) : il est égal à la somme des déséquilibres de bilan journalier résiduels de l expéditeur après prise en compte des achats et ventes des quantités en dépassement de la tolérance de déséquilibre journalier et en dépassement du talon de déséquilibre cumulable. Déséquilibre de bilan journalier (ou écart de bilan journalier) : il est égal à la différence entre la somme des quantités entrées et sorties par l expéditeur chaque jour, pour chaque zone d équilibrage et pour chaque qualité de gaz dans la zone Nord. 62 Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

67 Expéditeur : partie contractant avec GRTgaz un contrat d acheminement. L expéditeur est, selon le cas, le client éligible, le fournisseur ou leur mandataire tels que définis à l article 2 de la loi du 3 janvier Gaz B : gaz naturel à bas pouvoir calorifique. Gaz H : gaz naturel à haut pouvoir calorifique. Liaison : couple orienté de zones d équilibrage sur lequel est définie une capacité de liaison. Ouvrages de raccordement : branchements et postes de livraison assurant le raccordement d un site de consommation ou d un réseau de distribution au réseau de transport. Périmètre d équilibrage H : sous-ensemble de la zone d équilibrage Nord au sein duquel l expéditeur doit assurer un équilibrage en gaz conforme aux spécifications du gaz H. Périmètre d équilibrage B : sous-ensembles de la zone d équilibrage Nord au sein duquel l Expéditeur doit assurer un équilibrage en gaz conforme aux spécifications du gaz B. Point d échange de gaz (PEG): point virtuel rattaché à une zone d équilibrage où un expéditeur peut céder du gaz à un autre expéditeur. Point d entrée : point où l expéditeur met à disposition de GRTgaz tout ou partie du gaz en exécution du contrat d acheminement. Un point d entrée est rattaché à une seule zone d équilibrage. Point d interface transport distribution (PITD) : point physique ou notionnel d interface entre le réseau de transport et un réseau de distribution. Point d interface transport stockage (PITS): point physique ou notionnel d interface entre le réseau de transport et un groupement de stockage. Point d interconnexion sur le réseau régional (PIRR) : point physique ou notionnel d interconnexion du réseau régional de GRTgaz avec le réseau de transport de l opérateur adjacent. Point d interconnexion réseau (PIR): point physique ou notionnel d interconnexion des réseaux de transport de deux opérateurs. Point de livraison : point où GRTgaz livre à un destinataire tout ou partie du gaz en exécution du contrat d acheminement. Un point de livraison est rattaché à une seule zone d équilibrage. Point de livraison consommateur : point de livraison à un consommateur raccordé au réseau de Transport. Un Point de Livraison Consommateur est rattaché à une seule zone de sortie. Poste de livraison : installation située à l extrémité aval d un réseau de transport assurant les fonctions de détente, de régulation de pression et de comptage du gaz livré à un consommateur ou à un réseau de distribution. Réseau de distribution : canalisations à moyenne ou basse pression assurant l acheminement du gaz vers les consommateurs qui ne sont pas raccordés directement au réseau principal ou à un réseau régional. Réseau de transport : ouvrages de transport à haute pression assurant l acheminement du gaz à destination des consommateurs industriels directement raccordés et des réseaux de distribution ; le réseau de transport est constitué du réseau principal et de réseaux régionaux. Réseau principal : ouvrages de transport à haute pression de grand diamètre reliant les points d interconnexion avec les réseaux de transport voisins, les stockages et les terminaux méthaniers et auquel sont rattachés les réseaux régionaux et certains consommateurs industriels et les réseaux de distribution. Réseau régional : ouvrages de transport à haute pression assurant l acheminement du gaz à partir du réseau principal vers les consommateurs ou les réseaux de distribution qui ne sont pas directement raccordés au réseau principal. Stockage : installation assurant le stockage du gaz naturel en particulier l été lorsque la consommation est plus faible et sa restitution l hiver lorsque la consommation est plus forte. Terminal méthanier : installation assurant la réception, le stockage, la regazéification du gaz naturel liquéfié (GNL) ainsi que l émission vers le réseau principal du GNL regazéifié. Zone de sortie : ensemble de points de livraison consommateur, de points d interconnexion sur le réseau régional et de points d interface transport distribution sur lequel est définie une capacité de sortie du réseau principal. Une zone de sortie est rattachée à une seule zone d équilibrage. Zone d équilibrage : ensemble comprenant des points d entrée, des points de livraison et un point d échange de gaz au sein duquel l expéditeur doit assurer un équilibrage. Il existe deux zones d équilibrage : Nord et Sud. La zone d équilibrage Nord fait l objet d une partition entre les périmètres d équilibrage H et B. Plan décennal de développement du réseau de transport de GRTgaz

68 Conversion des unités gazières 1Kwh 1 GJ 1 Therm 1 MBTU 1 m 3 de gaz naturel 1 bep 1 tep 1Kwh 1 0, ,0034 0,0949 0, , GJ 277,8 1 9,48 0,948 26,35 0,1634 0, Therm 29,3 0, ,1 2,78 0,0172 0, MBTU 293,1 1, ,81 0,1724 0, m 3 de gaz naturel 10,54 0, , ,0062 0, baril équivalent pétrole (bep) 1 tonne équivalent pétrole (tep) , ,8 161,29 1 0, , , ,8 1 Liens utiles

69 Carte du réseau de GRTgaz en 2022 Sens du flux du gaz naturel : Capacité ferme en GWh/jour projets décidés projets non décidés capacité terrestre 2012 capacité GNL 2012 Réseau principal avec odorisation décentralisée Réseau principal Réseau régional Terminal méthanier 26 stations de compression 14 stockages souterrains Dunkerque Taisnières (Taisnières H) 230 (Taisnières B) Obergailbach à à 180 Montoir de Bretagne Oltingue à à 320 Biriatou Larrau TIGF Fos-Faster Fos-Tonkin à à Fos-Cavaou

70 Direction générale Immeuble Bora 6, rue Raoul Nordling Bois-Colombes Cedex GRTgaz - Région Val-de-Seine 26, rue de Calais Paris Cedex GRTgaz - Région Centre-Atlantique 10, quai Emile Cormerais BP S t Herblain GRTgaz - Région Rhône-Méditerranée 33, rue Pétrequin BP Lyon Cedex GRTgaz - Région Nord-Est 24, quai Sainte Catherine Nancy GRTgaz - Centre d Ingénierie Immeuble Delage 7, rue du 19 mars Gennevilliers Cedex GRTgaz, société anonyme au capital de euros, dont le siège social est situé 6, rue Raoul Nordling Bois-Colombes, immatriculée sous le numéro RCS Nanterre Référence médiathèque : 2RTB1112 N ISSN en cours - Conseil éditorial : Chantal Caillat-Murat Information & Conseil Illustrations : Lucie Bertrand ([email protected]) Ce document a été réalisé par un imprimeur éco-responsable sur du papier FSC Juillet Conception et réalisation : créapix

71 GRTgaz exploite le réseau de transport de gaz naturel à haute pression sur la majeure partie du territoire français. Avec plus de km de canalisations et 25 stations de compression, son réseau est le plus long d Europe et l un des mieux interconnectés. GRTgaz a investi 666 M en 2012 pour transporter le gaz naturel dans les meilleures conditions de sécurité et de fluidité, renforcer la sécurité d approvisionnement de la France et de l Europe en donnant accès à des sources de gaz naturel diversifiées. GRTgaz rassemble plus de collaborateurs mobilisés pour construire le transport de demain. Construisons le transport de demain DIRECTION GÉNÉRALE Immeuble BORA 6, rue Raoul Nordling Bois-Colombes Cedex Tél. :