Evolution des zones d équilibrage sur les réseaux de transport de gaz en France. Atelier de travail n mars 2012

Evolution des zones d équilibrage sur les réseaux de transport de gaz en France Atelier de travail n 1 21 mars 2012

Agenda 9h30 9h40 10h00 10h30 11h00 1. Introduction (CRE) 2. Présentation des évolutions possibles (CRE) : Fusion Nord-Sud sans investissement Autres approches envisageables pour la fusion Nord-Sud Création d une zone commune TIGF-GRTgaz Sud Synthèse des évolutions envisageables 3. Présentation du point de vue des transporteurs (GRTgaz, TIGF) 4. Présentations de : 1. Powernext 2. Poweo 3. UNIDEN 5. Echanges avec les participants 2

Rappel des enjeux Au 1 er janvier 2003 Au 1 er janvier 2005 Au 1 er janvier 2009 Depuis 2003, la réduction du nombre de zones en France a permis de : simplifier les règles pour les acteurs de marché ; faciliter l intégration du marché français avec le reste de l Europe ; maximiser le potentiel d arbitrage entre diverses sources d approvisionnement Les acteurs de marché souhaitent continuer la réduction du nombre de zones d équilibrage. Dans cet objectif, 2 études ont été menées : le rapprochement des zones GRTgaz Sud et TIGF (S1 2010) ; le fusion des zones GRTgaz Nord et GRTgaz Sud (S2 2011). 3

Le modèle cible européen préconise la constitution de zones de marché de tailles significatives Situation actuelle Organisation cible Situation France Dunkerque Taisnières PEG Nord ~30 bcm Obergaibalch Montoir de Bretagne Sud-TIGF PEG TIGF ~3 bcm Nord-Sud PEG Sud ~15 bcm Fos-sur-Mer Larrau- Biriatou Zones de marché «entrée-sortie» avec des points d échanges virtuels (hubs) Réduction du nombre de zones : une taille minimum de 20 Gm 3 et 3 sources de gaz Capacités groupées aux interconnexions («bundling») et allouées par enchères 4

Etude sur la fusion GRTgaz Nord-GRTgaz Sud En 2009, GRTgaz a chiffré à ~2,5 G les investissements nécessaires à la fusion des zones Nord et Sud. Un groupe de travail, piloté par EDF, a conduit une première étude réseau qui a conclu que la fusion Nord-Sud n était pas possible sans engagement de flux à Fos. Le 19 avril 2011, la CRE a approuvé le projet ERIDAN (~500 M ) compte-tenu de son intérêt pour le bon fonctionnement du réseau et du marché la CRE a demandé à GRTgaz de conduire une étude sur la possibilité d une fusion des zones Nord et Sud (confiée à KEMA) En juillet 2011, la décision d investissement du terminal de Dunkerque a déclenché le projet Arc de Dierrey (~700 M ) cet ouvrage est pris en compte dans le périmètre de l étude. L étude KEMA a été publiée par GRTgaz en mars 2012. Arc de Dierrey ERIDAN 6

Principales conclusions de l étude Identification des congestions (1/2) L analyse des congestions réseau a été conduite sur la base des hypothèses suivantes (cf. annexe 2 de l étude) : - obligations "Take-or-Pay" maintenues (2 scenarii) et spread été-hiver de 5 /MWh ; - disponibilité climatique des stockages ; - fonctionnement des CCG et des stockages maximisant les contraintes ; - consommation et réseau extrapolés à 2016 ; - prix du gaz en Espagne fortement corrélé au prix GNL Trois scenarii de prix ont été retenus afin d élaborer les différentes hypothèses de flux possibles : 1. GNL cher (gas pipe + premium) congestion structurelle Nord Sud en été de 350 GWh/j et congestions limitées mais fréquentes en hiver 2. GNL bon marché (par rapport au gas pipe) congestion Sud Nord potentiellement conséquente (>100 GWh/j) en cas de pointe de froid 3. Convergence des prix (spots, contrats long terme, GNL) pas de congestion significative 7

Principales conclusions de l étude Identification des congestions (2/2) Dans le scénario 1, la saturation de la liaison Nord Sud est la conséquence d un arbitrage en faveur du gas pipe au détriment du GNL : arrivée massive de gas pipe au nord diminution des arrivées de GNL dans les terminaux au niveau des obligations ToP flux maximal en sortie vers l Espagne L injection dans les stockages du sud et du sud-ouest en été aggrave la congestion. Le soutirage des stockages du sud et du sud-ouest en hiver relâche la contrainte La congestion Nord Sud en été varie de 350 à 500 GWh/j selon les hypothèses ToP Elle est sensible aux hypothèses de spread été-hiver et de fonctionnement des stockages et des CCG réduction possible de la congestion de 150 GWh/j 8

Principales conclusions de l étude Traitement de la congestion Nord Sud D après le scénario 1 (hypothèses ToP de base), il résulte des éléments précédents : - une congestion structurelle de 200 GWh/j en été, soit un déficit de 35 TWh de gaz dans le sud - des congestions hivernales relativement fréquentes mais ponctuelles KEMA préconise de recourir à : 1. des mécanismes de marché court terme pour traiter des congestions ponctuelles 2. des mécanismes de marché moyen terme (type appel d offres), pour gérer des congestions structurelles Appels d offres mensuels conjoints Fos + liaison Sud TIGF 3. des mécanismes administrés (conversion de capacité ferme en interruptible, accords de coopération inter-opérateurs, intervention sur les nominations) le cas échéant. En 2015 et au-delà, ~100 GWh/j (sur 395 GWh/j) de capacités fermes sont invendues à la liaison Sud TIGF. 9

Principales conclusions de l étude Evaluation du coût de la fusion contractuelle Les évaluations de KEMA reposent sur un différentiel de prix estimé entre le marché mondial du GNL et les prix des marchés européens Pour une année donnée, le coût de la fusion sera proportionnel à ce différentiel de prix Synthèse des évaluations du coût de la congestion Nord Sud Localisation / Benchmark Prix potentiel ( /MWh) Hypothèse de 17 TWh Hypothèse de 35 TWh Sortie vers TIGF 3,5 60 M 120 M Fos: Spread JKM*-NBP (yc shipping costs) - Qatar 5 85 M 175 M - Nigeria 4,5 75 M 160 M - Afrique du Nord 2,25 40M 80 M * JKM : Japan-Korean Markets 10

Fusion Nord-Sud reposant sur des investissements (1/2) Afin de fusionner les zones Nord et Sud, les investissements suivants, estimés à ~2 500 M * par GRTgaz en 2009, sont nécessaires : 1. Arc de Dierrey (Cuvilly-Dierrey-Voisine) 2. Eridan (doublement de l artère du Rhône de St-Avit à St-Martin de Crau) 3. Renforcement de l artère Etrez-Palleau-Voisine-Morelmaison-Laneuvelotte 4. Artère de l Est-Lyonnais 5. Renforcement des compressions en vallées du Rhône, notamment à Etrez Les investissements 1. et 2. ont été décidés en 2011 pour un montant de 1 200 M Les investissements restant devraient coûter ~1 300 M *, ce qui représente ~150 M /an de charges de capital hausse tarifaire de 10% (~0,3 /MWh) * estimation datée de 2009 12

Fusion Nord-Sud reposant sur des investissements (2/2) décidé non-décidé 13

Fusion Nord-Sud reposant sur une approche mixte Open Season France-Espagne 2015 : GRTgaz avait présenté une option d affermissement de 200 GWh/j de capacité interruptible à la liaison Nord Sud - investissement requis : doublement de l artère Morelmaison-Palleau - montant de l investissement : ~400 M * ~50 M /an de CAPEX - impact sur la congestion : ~100 GWh/j en moyenne en été Chiffrage en cours par GRTgaz pour : - actualiser les ouvrages nécessaires et les montants des investissements - préciser l apport de cet ouvrage sur la réduction de la congestion Nord-Sud Investissement à compléter par des mécanismes administrés ou contractuels pour la fusion Nord-Sud leur coût dépendra du niveau de congestion résiduelle. * estimation datée de 2010 14

Création d une zone GRTgaz Sud-TIGF (1/2) GRTgaz et TIGF ont mené une étude réseau, communiquée en juin 2010, qui a conclu à l absence de congestion structurelle entre GRTgaz Sud et TIGF. Cette étude a identifié un risque de congestion en hiver (autour de 0 C) si : - les nominations en entrée depuis l Espagne, depuis Fos et depuis les stockages de TIGF sont maximales ; - les nominations en entrée depuis la zone Nord et depuis les stockages de Storengy sont nulles. Ces hypothèses ont été jugées très peu probables par les acteurs de marché Ce risque est gérable via des actions coordonnées entre opérateurs d infrastructures. La mise en service d ERIDAN devrait encore en réduire la probabilité. Les conditions de décision n étant pas réunies, aucune modification de la structure n a été décidée à l issue de cette étude. 16

Création d une zone GRTgaz Sud-TIGF (2/2) La création d une zone commune TIGF-GRTgaz Sud signifie : - un équilibrage commun pour les expéditeurs; - une place de marché unique. Elle ne nécessite pas d investissement supplémentaire dans les infrastructures Elle n aurait pas d incidence : - sur les principales activités des transporteurs : exploitation, maintenance, développement du réseau ; - sur les revenus autorisés et les conditions de rémunération des actifs ; - sur les décisions d investissement à réaliser des GRT. 17

Synthèse des solutions (1/3) Fusion des zones Nord et Sud : Fusion sans investissement : - coût de la fusion contractuelle estimé entre 50 et 175 M /an d après les hypothèses de base du scénario 1 (et entre 5 et 20 M dans le scénario 2) ; - possible en 2015-2016 Fusion full-investissement : - 1 300 M * d investissements restent à décider - possible à partir de 2017** Fusion mixte : - approche médiane des 2 solutions précédentes envisageable, notamment via l affermissement de 200 GWh/j à la liaison Nord-Sud - possible à partir de 2017** Zone commune TIGF-GRTgaz Sud : possible en 2015 sans investissement complémentaire. Gain attendu par rapport à la fusion Nord-Sud? * estimation datée de 2009 ** si FID prise en 2012 19

Synthèse des solutions (2/3) Une certaine modularité existe entre ces différentes options : il est possible d évoluer progressivement de la fusion contractuelle vers la fusion investissement en passant par la fusion mixte ; il est possible de mettre en œuvre le rapprochement Sud-TIGF en affermissant 200 GWh/j de capacités à la liaison Nord-Sud ; aucune option n empêche la réalisation d une zone unique à terme. 20

Synthèse des solutions (3/3) Fusion des zones GRTgaz Nord et Sud Rapprochement des zones GRTgaz Sud et TIGF Obergaibalch 21

Calendrier de décision Atelier de travail n 1 (21 mars) Atelier de travail n 2 (4 mai) Synthèse des propositions reçues Délibération de la CRE sur la réduction du nombre de zones d équilibrage (Début juillet) Mars Mars Avril Avril Mai Juin Mai Juillet Juin Août Juillet Septembre Octobre Retour des contributions écrites (13 avril) Consultation publique (De fin mai à mi-juin) Décision tarifaire de la CRE pour l utilisation des réseaux de transport de gaz naturel 22

Echanges avec les participants Bilan de la situation actuelle : Quels ont été les apports de la création d une grande zone Nord? La situation actuelle, avec 3 zones distinctes est elle satisfaisante? Peut-elle être pérennisée? Echanges sur les évolutions envisageables : Quels sont les coûts / bénéfices / risques des évolutions présentées? Quels seraient les gains d une fusion GRTgaz Nord et Sud? D une zone commune GRTgaz Sud - TIGF? 24

Annexe 1 Hypothèses des trois principaux scenarii Paramètre Scénario 1 Scénario 2 Scénario 3 LTC pipe LNG Spot LTC pipe LNG Spot Niveaux des prix January April July October January April July October Obligations ToP - Dunkerque - Tais/Ober/Olt - Fos - Montoir - Dunkerque LNG Base 50% 50% Réduit 40% 25% 25% Base 50% 50% Réduit 30% 50% 50% Base 50% 50% Marché spot européen Marché liquide et convergence générale des places de marché 25