Indicateurs des marché de gros du gaz mars 2011
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- Philippe Petit
- il y a 8 ans
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1 Indicateurs des marché de gros du gaz mars 2011
2 Cahiers des indicateurs gaz Evolution des prix du gaz Développement du négoce en France Indicateurs relatifs aux infrastructures 2
3 Prix Day-ahead en France : Historique des prix Note : Les données PEG Sud et PEG Sud Ouest ne sont pas disponibles avant novembre 2008 Sources : Argus, Powernext 3
4 Prix Day-ahead en France : Evolution récente 12 mois glissants Note : Les données PEG Sud et PEG Sud Ouest ne sont pas disponibles avant novembre 2008 Sources : Argus, Powernext 4
5 Prix Day-ahead en France : Différentiel PEG Sud PEG Nord 12 mois glissants Note : Les données PEG Sud ne sont pas disponibles avant novembre 2008 Sources : Argus, Powernext 5
6 Prix Day-ahead en France : Volatilité relative du prix PEG Nord 12 mois glissants Sources : Argus, Powernext 6
7 Relation entre les prix spot et à terme en France Prix M+1 PEG Nord vs Prix day-ahead PEG Nord 12 mois glissants Sources : Argus, Powernext, Heren 7
8 Fourchette Bid-Ask sur les prix spot et à terme en France Prix day-ahead et M+1 au PEG Nord 12 mois glissants Sources : Argus, Heren 8
9 Prix Day-ahead en Europe : PEG Nord Belgique (Zeebrugge) Sources : Powernext, Heren 9
10 Prix M+1 en Europe : PEG Nord Belgique (Zeebrugge) Sources : Powernext, Heren 10
11 Prix Day-ahead en Europe : PEG Nord Allemagne (NCG) Sources : Powernext, Heren 11
12 Prix M+1 en Europe : PEG Nord Allemagne (NCG) Sources : Powernext, Heren 12
13 Prix Day-ahead en Europe : PEG Nord Pays Bas (TTF) Sources : Powernext, Heren 13
14 Prix M+1 en Europe : PEG Nord Pays Bas (TTF) Sources : Powernext, Heren 14
15 Prix à terme entre marchés régionaux : Prix M+1 NBP Prix M+1 Henry Hub Sources : Powernext, Bloomberg 15
16 Relation entre contrats long terme et marché en France : Prix d importation vs prix de marché Prix en /MWh 40 Prix France (Day-ahead, M+1) vs produits pétroliers - Moyennes hebdomadaires - Prix en /tonne janv.-07 mars-07 mai-07 juil.-07 sept.-07 nov.-07 janv.-08 mars-08 mai-08 juil.-08 sept.-08 nov.-08 janv.-09 mars-09 mai-09 juil.-09 sept.-09 nov.-09 janv.-10 mars-10 mai-10 juil.-10 sept.-10 nov.-10 D-A PEG Nord M+1 PEG Nord TBTS décalé 6 mois (ech. droite) FOD décalé 6 mois (ech. droite) TBTS moy. glissante (ech. droite) FOD moy. glissante (ech. droite) Note: prix FOB et TBTS : prix moyens calculés sur le territoire national, données FOD en /hectolitres convertis en / tonnes (densité : 0,845kg/l) Sources : Argus, Powernext, Meddat 16
17 mars-12 avr.-12 Courbe des prix à terme : Belgique (Zeebrugge) Prix en /MWh Prix des produits pour livraison à Zeebrugge entre le Spot et le Future - Valeurs au 01 déc.09, au 01 juin.10 et au 01 jan.11-25,0 22,5 20,0 17,5 15,0 12,5 10,0 7,5 5,0 Source : Heren 17 déc.-09 janv.-10 févr.-10 mars-10 avr.-10 mai-10 juin-10 juil.-10 août-10 sept.-10 oct.-10 nov.-10 déc.-10 janv.-11 févr.-11 mars-11 avr.-11 mai-11 juin-11 juil.-11 août-11 sept.-11 oct.-11 nov.-11 déc.-11 janv.-12 févr.-12 janv.-11 juin-10 déc.-09
18 Cahiers des indicateurs gaz Evolution des prix du gaz Développement du négoce en France Indicateurs relatifs aux infrastructures 18
19 Indicateur du négoce par rapport aux variables macro % 55% 180% 160% 50% 45% 40% 35% 30% 25% 20% 15% 10% 5% 140% 120% 100% 80% 60% 40% 20% 0% 0% Ratio Vol negocié/conso Ratio Vol negocié/import+prod Ratio Vol negocié / Vol livré (ech. droite) Note : Volume négocié et livré ne concerne que le segment de marché intermédié Sources : Brokers, Powernext, GRT Le volume négocié correspond au volume total des transactions réalisées sur le marché intermédié au cours de la période analysée Le volume livré correspond au volume total brut en livraison au cours de la période analysée et issu des transactions passées (à partir de janvier 2007) sur le marché intermédié 19
20 Volume négocié et livré sur le marché intermédié vs volume total livré aux PEG * Le volume livré correspond au volume total brut en livraison au cours de la période analysée et issu des transactions passées (à partir de janvier 2007) sur le marché intermédié ** Le total livré représente la somme des quantités nominées par les expéditeurs aux Points d Echange de Gaz (PEG) et qui sont issues des échanges de gré à gré (intermédié ou bilatéral) et sur la plateforme Powernext Gas, ainsi que les achats de gaz par les gestionnaires de réseau pour assurer le fonctionnement du réseau et les achats des gros industriels pour leur consommation propre. Note : lancement des plateformes de négoce Powernext le 26 novembre 2008 Sources : Brokers, Powernext, GRT 20
21 Nombre de transactions sur le marché intermédié vs nombre total d échanges aux PEG Sources : Brokers, Powernext, GRTgaz *Le nombre total d échanges comptabilise le nombre de nominations réalisées par les expéditeurs aux Points d Echange de Gaz (PEG) et qui sont issues des échanges de gré à gré (intermédié ou bilatéral) et sur la plateforme Powernext Gas ainsi que les nominations des gestionnaires de réseau pour assurer le fonctionnement du réseau et les achats des gros industriels pour leur consommation propre. Note : lancement des plateformes de négoce Powernext le 26 novembre 2008 Chiffres arrondis à la centaine 21
22 Répartition des volumes négociés par PEG sur le marché intermédié Sources : Brokers, Powernext 22
23 Répartition des volumes négociés par produit sur le marché intermédié Sources : Brokers, Powernext Note : Les produits Autres correspondent à des produits portant sur plusieurs jours de livraison, dont la période de livraison se situe entre D+1 et le balance of the week ou balance of the month. Les produits Day regroupent les intraday, day ahead et day + x jours avec x compris entre 2 et 7 (inclus) 23
24 Répartition des volumes négociés par produit et par PEG sur le marché intermédié PEG Nord Sources : Brokers, Powernext Note : Les produits Autres correspondent à des produits portant sur plusieurs jours de livraison, dont la période de livraison se situe entre D+1 et le balance of the week ou balance of the month. Les produits Day regroupent les intraday, day ahead et day + x jours avec x compris entre 2 et 7 (inclus) PEG Nord avant 2009 : PEG Nord-H + Est + Ouest 24
25 Répartition des volumes négociés par produit et par PEG sur le marché intermédié PEG Sud Sources : Brokers, Powernext Note : Les produits Autres correspondent à des produits portant sur plusieurs jours de livraison, dont la période de livraison se situe entre D+1 et le balance of the week ou balance of the month. Les produits Day regroupent les intraday, day ahead et day + x jours avec x compris entre 2 et 7 (inclus) 25
26 Répartition des volumes négociés par produit et par PEG sur le marché intermédié PEG Sud Ouest Sources : Brokers, Powernext Note : Les produits Autres correspondent à des produits portant sur plusieurs jours de livraison, dont la période de livraison se situe entre D+1 et le balance of the week ou balance of the month. Les produits Day regroupent les intraday, day ahead et day + x jours avec x compris entre 2 et 7 (inclus) 26
27 Volume des opérations Day-ahead sur le marché intermédié 12 mois glissants Note : Lancement des plateformes de négoce Powernext le 26 novembre 2008 Sources : Brokers, Powernext 27
28 Volume des opérations M+1 sur le marché intermédié 12 mois glissants Note : Lancement des plateformes de négoce Powernext le 26 novembre 2008 Sources : Brokers, Powernext 28
29 Volumes livrés sur les principaux hubs européens Volume en TWh Volumes livrés en , ,1 266, , ,4 144, ,5 52,9 11,8 14, TTF (Pays Bas) Zeebrugge (Belgique) Zone Nord H Zone Sud Zone Sud-Ouest Sources : GRTgaz, TIGF, Huberator, GTS 29
30 Cahiers des indicateurs gaz Evolution des prix du gaz Développement du négoce en France Indicateurs relatifs aux infrastructures 30
31 Taux de disponibilité PEG Nord : point d entrée Taisnières H Ratio Capacité réduite/ Capacité technique : * Capacité réduite : Capacité technique effective planifiée ou réalisée compte tenu des travaux et des conditions d'interruptibilité (sens direct) * Capacité technique : Capacité technique maximale théorique (ferme + interruptible) Note : En 2010, la totalité de la capacité offerte à Taisnières H est ferme. Source : GRTgaz 31
32 Taux de disponibilité PEG Nord : point d entrée Dunkerque Note : En 2010, 6% de la capacité totale d entrée offerte à Dunkerque est interruptible. Source : GRTgaz 32
33 Taux de disponibilité PEG Nord : point d entrée Obergailbach Note : En 2010, 5% de la capacité totale d entrée offerte à Obergailbach est interruptible. Source : GRTgaz 33
34 Taux de disponibilité PEG Sud : point d entrée Fos Tonkin Note : En 2010, 29 % de la capacité totale d entrée offerte à Fos est interruptible. Source : GRTgaz 34
35 Taux de disponibilité Montoir * Capacité réduite planifiée minimum Note : En 2009, 39% de la capacité totale d entrée offerte à Montoir est interruptible. Source : GRTgaz 35
36 Taux de disponibilité PEG Sud : liaison Nord-Sud Source : GRTgaz 36
37 Utilisation des infrastructures au regard du différentiel de prix entre marchés : France Belgique à Taisnières H Taux d utilisation : Ratio Quantités allouées/ Capacité réduite : * Quantités allouées : Somme des quantités de gaz allouées aux expéditeurs (sens direct) * Capacité réduite : Capacité technique effective planifiée ou réalisée compte tenu des travaux et des conditions d'interruptibilité (sens direct) Sources : GRTgaz, Heren, Powernext 37
38 Utilisation des infrastructures au regard du différentiel de prix entre marchés : France Allemagne à Obergailbach Sources : GRTgaz, Heren, Powernext 38
39 Utilisation des infrastructures au regard du différentiel de prix entre marchés : PEG Nord PEG Sud à la Liaison Nord Sud Sources : GRTgaz, Powernext 39
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