Evolution des places de marché (PEG) sur les réseaux de transport de gaz en France Atelier de travail n 2 Premières réflexions sur les aspects opérationnels 4 mai 2012
Prise en compte des évolutions européennes La mise en œuvre du 3 ème paquet aura des conséquences opérationnelles importantes vers 2014 2015 : Code réseau CAM : vente des capacités bundlées aux enchères CMP : surbooking, gestion des renominations, etc. Code réseau équilibrage : équilibrage marché, informations infra-journalières, etc. Modifications significatives des règles opérationnelles et des SI commerciaux des transporteurs Ces évolutions vont générer des coûts qui ne pourront être limités que par l homogénéisation des règles et la mutualisation des outils entre les 2 GRT : réduction des coûts de SI des GRT par mutualisation (plateforme commune de vente des capacités, etc.) réduction des coûts d accès pour les expéditeurs (homogénéisation des règles d équilibrage, des interfaces SI avec les GRT, etc.) Quelle que soit la structure de marché retenue, nécessité de mettre en place un système homogène en France permettant de limiter les coûts pour les expéditeurs et donc les consommateurs finals 2
PEG «GRTgaz» : aspects opérationnels (1) Gestion des appels au marché (engagements de flux) : 1. Principes généraux : Pas possible juridiquement, ni souhaitable, de contraindre sans compensation financière les flux des expéditeurs présents à Fos Une obligation pour ces expéditeurs de répondre aux appels d offres du transporteur pourrait être envisagée : permettrait de traiter le risque d absence de contrepartie Ces outils soulèvent d autres questions : est-ce bien le rôle du GRT d acheter ou d échanger du gaz de façon structurelle pour équilibrer sa zone? les engagements de flux doivent-ils avoir un effet sur les prix au PEG? sera-t-il possible de revenir en arrière à faible coût pour la collectivité en cas de dérapage ou d insatisfaction de ces outils? 3
PEG «GRTgaz» : aspects opérationnels (2) 2. Forme des appels au marché : des analyses complémentaires seront nécessaires pour définir : Comment GRTgaz peut-il anticiper ses besoins? 2 approches possibles Engagements de flux dynamiques (ex : trimestriels ou mensuels) + meilleure visibilité du GRT sur son besoin et prix potentiellement plus faibles plus risqués (disponibilité du GNL, des bateaux, etc.) Engagements de flux annuels + plus fiables (visibilité pour GRT et prestataires de flux) prix plus élevés (limite la concurrence) et besoin potentiellement sur/sous-estimé Faut-il un mix des 2 approches : quel niveau de base «garanti»? Quelles informations à disposition du GRT pour définir son besoin? Comment inclure les expéditeurs présents à l interface avec TIGF ou à la frontière espagnole? 4
PEG «GRTgaz» : aspects opérationnels (3) Capacités vers TIGF et l Espagne : La congestion, et donc le coût des engagements de flux, est amplifiée par les flux vers TIGF et l Espagne. Options à examiner : transformation d une partie des capacités fermes non vendues vers TIGF en capacités interruptibles ou en capacités conditionnelles Fos TIGF transformation d une partie des capacités fermes vendues vers TIGF en capacités conditionnelles Fos TIGF (ex: «non free allocable capacities») Rappel : Seule de la capacité ferme Espagne France a été vendue à Biriatou. La capacité France Espagne à Biriatou est interruptible Rôle des stockages Risque de perte du signal de prix pour les stockages : comment s assurer que les stockages du Sud seront bien remplis? La redéfinition éventuelle de l offre commerciale de Storengy devra se faire de façon coordonnée avec la restructuration des PEGs (comme en 2009 pour la création du PEG Nord) 5
PEG «Sud-TIGF» : aspects opérationnels (1) Fonctions à mettre en commun : Gestion du PEG Gestion de l équilibrage contractuel des expéditeurs : nominations, renominations, calcul du prix d équilibrage, calcul des coefficients k, facturation de l équilibrage Mode de gouvernance : le choix relève des transporteurs eux-mêmes Fonctions inchangées : Gestion physique du réseau, maintenance, raccordements etc Etudes, investissements, développement des réseaux Vente des capacités, collecte du revenu autorisé (conforme CAM et ATRT) Mode de coopération à préciser pour certaines fonctions : Publications sur l état du réseau (linepack), interventions sur le marché au titre de l équilibrage, vente des capacités infra-journalières 6
PEG «Sud-TIGF» : aspects opérationnels (2) Déroulement schématique de la journée gazière : Les expéditeurs nominent à l échelle de la grande zone Sud. Seule différence par rapport à aujourd hui : pas de nomination à l interface GRTgaz / TIGF A partir des nominations à l échelle de la grande zone et de leur prévision de consommation dans leur propre zone, les deux GRT déterminent le flux physique de la journée entre leur deux zones. À partir de là, la gestion physique des deux réseaux se déroule comme aujourd hui Dans les cas très rares (cf. conclusions de l étude réseau de 2010) où le flux résultant est impossible à réaliser, une procédure est à définir (swap transporteur-stockeur, demande de renomination des expéditeurs, etc.) 7
Conséquences sur les tarifs de transport (1) Traitement des pertes de revenus et surcoûts : Liaison Nord Sud = 208 /MWh/j. Revenu annuel : 56 M /an Liaison Sud Nord = 50 /MWh/j. Revenu annuel : 2 M /an Liaison Sud TIGF = 140 /MWh/j. Revenu annuel : 42 M /an Les regroupements de places de marché génèreront des surcoûts : faibles pour un PEG «Sud-TIGF», potentiellement élevés pour un PEG «GRTgaz» En cas de regroupement des places de marché, les pertes de revenus correspondant aux liaisons et les surcoûts devront être couverts via les autres termes tarifaires. 3 options possibles : péréquation : étalement proportionnel sur tous les termes tarifaires faire payer plus les utilisateurs qui bénéficient de la fusion (ex : tarifs de sortie au Nord < tarifs de sortie au Sud) adresser un signal pour gérer la congestion (ex : tarifs entrées Sud < tarif entrées Nord) 8
Conséquences sur les tarifs de transport (2) Tarification du transport vers l Espagne : Coût actuel du transport Nord de la France Sortie Espagne (1000 km): Entrée Nord = 100 /MWh/j Liaison Nord Sud = 208 /MWh/j. Liaison Sud TIGF = 140 /MWh/j. Sortie TIGF vers Espagne : 295 /MWh/j Tarif total de ~750 /MWh/j qui reflète les coûts historiques de développement des infrastructures nécessaires à ce transport La suppression d une liaison ne doit pas engendrer des subventions croisées entre transport vers l Espagne et transport national. Pistes : augmentation des entrées au Nord augmentation de la liaison restante augmentation de la sortie vers l Espagne La solution retenue devra également assurer la cohérence coûts/revenus entre les deux GRT 9
Calendrier Avril 2013 est prématuré pour la création d une place de marché «Sud/TIGF» ou «GRTgaz», compte tenu des délais nécessaires pour définir les modalités techniques et pour modifier les SI. La première échéance envisageable est le 1 er avril 2015 : place de marché «Sud/TIGF» réalisable, sous réserve de régler les questions de gouvernance place de marché «GRTgaz» réalisable, de façon transitoire sur la base de mécanismes contractuels. Il faudra attendre 2 ou 3 ans avant que les engagements de flux nécessaires soient réduits par l entrée en service des investissements Attendre 2017 ou 2018 pour faire quelque chose serait un signal d immobilisme difficilement envisageable. Avant 2015 des aménagements peuvent être envisagés (tarif liaison Nord/Sud, market coupling, etc.). Il est souhaitable qu une restructuration des places de marché soit décidée en 2012 pour une mise en oeuvre au plus tard le 1 er avril 2015 10