Consultation publique Evolution de l ATS et des obligations de stockage Annexe 1 Le parc de stockage français est constitué de nombreux stockages saisonniers. Les stockages souterrains de gaz naturel sont un maillon logistique essentiel de l'approvisionnement gazier d'un pays non producteur comme la France. En injectant du gaz dans les stockages au cours des périodes de faible consommation, notamment en été, et en le soutirant lorsque la demande est plus importante, les fournisseurs peuvent répondre aux besoins de leurs clients, fortement dépendants du climat pour la plupart d'entre eux, et ajuster l équilibre entre l offre et la demande. Le stockage de gaz est ainsi un outil d équilibrage saisonnier, journalier et infra journalier. Il assure également la proximité géographique entre besoins et ressources en France. Deux gestionnaires exploitent les stockages souterrains de gaz naturel en France : Storengy, filiale à 100% de GDF SUEZ, exploite un parc de 13 sites pour un volume utile commercialisé en 2014 de 103 TWh (76% des capacités françaises) ; TIGF, filiale du consortium Snam CIG EDF, exploite 2 sites pour un volume utile commercialisé en 2014 de 32 TWh (24% des capacités françaises). Le parc de stockages souterrains français est composé de différents types de stockages que l on peut regrouper schématiquement en deux catégories : des stockages «lents», qui sont des stockages en nappe aquifère 1 (92 % de la capacité en volume et 75 % en débit) et qui sont utilisés prioritairement pour couvrir la modulation saisonnière. Concrètement, il s agit de stocker du gaz en quantité importante en été pour le soutirer régulièrement au cours de l hiver. En raison des contraintes géologiques de ces infrastructures, la flexibilité en injection ou en soutirage est limitée ; des stockages «rapides», qui sont des stockages en cavité saline (8 % de la capacité en volume et 25 % en débit) et qui sont utilisés pour disposer rapidement d un débit important de gaz, par exemple lors d une pointe de froid. Le volume utile stocké est limité. 2 La valorisation des stockages nécessite de prendre en compte différentes composantes. Afin de satisfaire à leurs obligations de fourniture, les acteurs de marché peuvent évaluer et comparer les différentes options d approvisionnement à leur disposition. En particulier, la valeur du stockage repose sur : Une valeur «système», avec d une part l optimisation des réseaux de transport liée aux stockages, qui se traduit concrètement par la limitation des investissements sur le réseau, la réduction des coûts d exploitation et de maintenance, etc. En pratique, si les stockages ne sont pas suffisamment remplis, les conditions d exploitation des réseaux seront contraintes et de nouveaux investissements seront nécessaires. D autre part, les stockages souterrains permettent 1 Le seul stockage en gisement déplété a été mis sous cocon par Storengy en 2012. Annexe Consultation publique ATS et obligations de stockage de gaz naturel 1 / 6
une optimisation globale du système gazier avec les terminaux méthaniers en limitant le besoin de stocks sous forme de gaz naturel liquéfié (GNL) ; Une valeur «d assurance», avec la couverture a priori, par des outils physiques localisés au plus proche de la demande, des risques d approvisionnement majeurs non anticipés, notamment les aléas climatiques ou géopolitiques. Par exemple, dans le cadre du conflit entre la Russie et l Ukraine, les stockages européens permettent d assurer a priori la disponibilité de gaz pour une partie des consommateurs ; Une valeur «d arbitrage», qui peut être divisée en deux composantes : la valorisation intrinsèque, qui est fondée sur la différence des prix du gaz à terme entre l été et l hiver (dit «spread été hiver»). En effet, les prix de marché du gaz sont généralement plus élevés en hiver, lorsque la consommation est forte, qu en été et le stockage permet de capter ce différentiel en stockant l été ; la valorisation extrinsèque, qui est fondée sur la volatilité à court terme des marchés. La flexibilité des stockages peut être utilisée pour capter les variations rapides des prix sur les marchés du gaz. La question de la valorisation du stockage selon ces trois composantes fait l objet d une consultation au niveau européen par le CEER (CEER Vision on the Regulatory Arrangements for the Gas Storage Market, A CEER Public Consultation Paper, 22 October 2014). 3 Les stockages sont en concurrence avec d autres infrastructures dans un contexte de baisse des consommations de gaz au niveau européen. La construction du marché européen du gaz, couplée au développement d importantes infrastructures gazières avec l augmentation des capacités de stockage, d interconnexions et de regazéification des terminaux méthaniers, a accru la concurrence entre les infrastructures européennes. Cette concurrence est renforcée dans le contexte macro économique actuel avec une baisse de la demande européenne en gaz, liée en particulier aux gains d efficacité énergétique, au contexte économique et à la chute du prix du CO 2. L approvisionnement hivernal des consommateurs français repose sur une utilisation équilibrée des stockages souterrains, des interconnexions et des terminaux méthaniers. Comme indiqué dans les analyses de bilan physique ci dessous, les stockages restent essentiels pour couvrir les besoins des consommateurs français lors de conditions climatiques froides. Toutefois, il apparaît clairement que les capacités d interconnexions et des terminaux méthaniers sont très significatives. Ces capacités permettent, à condition que les approvisionnements soient suffisants et uniquement en termes de capacités, de couvrir en volume tous les besoins du marché français en cas d hiver froid sans recours aux stockages. Toutefois, elles ne dispensent pas de recourir aux stockages pour couvrir le bilan en débit lors des journées froides. Annexe Consultation publique ATS et obligations de stockage de gaz naturel 2 / 6
Consommation en volume et capacités (TWh) + 220 + 22 + 4 680 135 Stockages Exportations Transport Demande Distrib. 435 457 461 118 118 118 91 93 93 226 246 250 201 345 Terminaux méthaniers Interco. Hiver moyen Hiver 5 % Hiver 2 % Capacités Besoins Hypothèses : capacités à 100 % pour les interconnexions (importations et exportations), les terminaux méthaniers (terminal méthanier de Dunkerque à 520 GWh/j) et les stockages. Exportations Transport Demande Distrib. Consommation en débit et capacités (GWh/j) + 930 + 690 + 1 530 5 090 4 400 780 780 930 2 870 820 780 600 2 800 3 380 1 490 6 020 2 400 1 330 2 290 Stockages Terminaux méthaniers Interco. Journée moyenne Pointe 5 % Pointe 2 % Capacités Besoins Hypothèses : capacités à 100 % pour les interconnexions (importations et exportations), les terminaux méthaniers (terminal méthanier de Dunkerque à 520 GWh/j) et les stockages. A noter que les consommations de pointe n incluent pas d effet de foisonnement et que la pointe 5 % est calculée comme une période de 7 jours froids se produisant tous les 20 ans. Cette analyse illustre que la mise en concurrence des stockages français est réelle. Elle doit néanmoins être nuancée, puisque d une part, il est peu probable que suffisamment de gaz soit disponible sur les marchés adjacents pour saturer en permanence les interconnexions ou les terminaux méthaniers et puisque d autre part, le réseau de transport ne pourrait pas fonctionner sans stockage. En tout état de cause, une proportion significative de stockages en France est nécessaire pour assurer la sécurité d approvisionnement. En effet, en fonction des hypothèses prises sur les interconnexions et les terminaux méthaniers, le débit nécessaire en sortie des stockages français doit être compris entre 1 500 GWh/j 2 et plus de 2 200 GWh/j 3 pour couvrir la pointe 2 %. 2 Couverture de la pointe 2 % en considérant 100 % des interconnexions en importation et en exportation (ce qui conduit à un flux net nul vers l Espagne et à des exportations vers la Suisse) et 100 % des terminaux méthaniers (avec Dunkerque à 520 GWh/j). 3 Couverture de la pointe 2 % en considérant 100 % des interconnexions sur les points d entrée au Nord, des exportations nettes vers l Espagne et la Suisse et 50 % des terminaux méthaniers (avec Dunkerque). Annexe Consultation publique ATS et obligations de stockage de gaz naturel 3 / 6
4 La baisse du spread été hiver se traduit par une baisse des souscriptions de capacité. Comme les stockages français sont en majorité des stockages «lents», la valorisation intrinsèque est déterminante. Les tarifs des capacités de stockages sont alors comparés naturellement au différentiel du prix du gaz entre l été et l hiver (dit «spread été hiver»). En effet, en première approche il est plus économique d acheter du gaz en été et de le stocker en attendant l hiver que d acheter directement du gaz sur le marché pour l hiver, si le spread été hiver est supérieur aux coûts du stockage. Toutefois, les écarts de prix saisonniers à terme ont fortement diminué au cours des dernières années et ils sont désormais très inférieurs aux tarifs des stockages, comme illustré dans le graphique suivant. Les raisons de cette baisse sont complexes, mais elle est liée notamment à la chute de la consommation gazière et au développement d infrastructures concurrentes au niveau européen. Spread été hiver et tarifs moyens des stockages en 2014 ( /MWh) /MWh 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 Stockage 8 7 6 5 4 3 2 1 0 nov.-08 nov.-09 nov.-10 nov.-11 nov.-12 nov.-13 Source : DGEC, données Powernext, pour le spread difference «season» (Winter N Summer N) tarifs moyens pondérés calculés sur la base des offres publiées par Storengy et TIGF. Les acteurs de marché pourraient valoriser toutes les différentes composantes du stockage et non seulement la valeur «d arbitrage» liée au spread été hiver. Toutefois, les échanges entre la DGEC et les fournisseurs semblent indiquer que cette valeur est déterminante dans les choix de souscription des capacités de stockage des fournisseurs. En particulier, l écart important entre les tarifs de stockage et le spread semble être la raison principale des baisses de souscription des stockages. D après les fournisseurs, l écart entre les tarifs du stockage et la capacité du marché à payer pour cette infrastructure est trop grand et ces derniers préfèrent couvrir leur modulation via d autres instruments, notamment avec des achats à terme sur le marché. Ceci semble indiquer que le marché gazier ne valorise que partiellement la valeur du stockage pour la collectivité. En effet, une valorisation du stockage au regard du seul spread été/hiver néglige l intérêt de ces infrastructures pour le système gazier (valeur «système») et pour tous les consommateurs de gaz (valeur «sécurité d approvisionnement»). Cette valorisation partielle se traduit de manière concrète par une baisse importante des souscriptions de capacités de stockage, entrainant des risques en termes de sécurité d approvisionnement. Cette situation a conduit les opérateurs de stockage à mettre sous cocon des capacités depuis 2013. Annexe Consultation publique ATS et obligations de stockage de gaz naturel 4 / 6
Historique des souscriptions des capacités de stockages souterrains en France (en TWh) Souscrites Non souscrites 9 19 28 40 20 143 140 134 125 116 100 115 2008/2009 2009/2010 2010/2011 2011/2012 2012/2013 2013/2014 2014/2015 Source : DGEC, données Storengy et TIGF, les remplissages effectuées par Storengy ne sont pas inclus Cependant, l outil industriel stockage présente des caractéristiques spécifiques. En particulier, les mises sous cocon ne sont pas réversibles au delà d un certain délai (contraintes physiques de respiration des bulles de gaz dans les stockages aquifères). Il y a en conséquence un risque de perte irréversible de capacités de stockages françaises. Dans ce contexte et en attendant que le marché se développe et soit en mesure de valoriser pleinement les infrastructures de stockage, la situation de faible souscription pourrait se prolonger si les conditions économiques actuelles se maintenaient, notamment avec de faibles écarts de prix saisonniers. La baisse des souscriptions pourrait conduire comme en 2013 à un risque de déficit physique pour couvrir la consommation lors d une pointe de froid au risque 2 %. Cette situation légitime une intervention des pouvoirs publics afin de garantir la sécurité d approvisionnement des consommateurs. Annexe Consultation publique ATS et obligations de stockage de gaz naturel 5 / 6
Hypothèses sur les capacités d'entrée et de sortie sur le réseau français Capacités fermes d'entrée sur le réseau (GWh/j) GRTgaz Nord B GRTgaz Nord H GRTgaz Sud TIGF France Points d'interconnexion Taisnières B 230 230 Dunkerque 570 570 Taisnières H 640 640 Obergailbach 620 620 Jura 0 0 Pirineos 225 225 Tous les points d'interconnexion 230 1830 0 225 2285 Terminaux méthaniers Dunkerque 519 519 Montoir 400 400 Fos 410 410 Tous les terminaux méthaniers 0 919 410 0 1329 Capacités fermes de sortie sur le réseau (GWh/j) GRTgaz Nord B GRTgaz Nord H GRTgaz Sud TIGF France Points d'interconnexion Sortie vers la Belgique : Alveringem 270 270 Oltingue 223 223 PIRR Schonenbuch 17 17 Jura et PIRR Savoie 45 45 Pirineos 225 225 Tous les points d'interconnexion 0 510 45 225 780 Capacités des stockages souterrains GRTgaz Nord B GRTgaz Nord H GRTgaz Sud TIGF France Débits de soutirage fermes (débit nominaux) (GWh/j) Sédiane B 249 249 Sédiane Nord 289 289 Serene Littoral 238 238 Serene Nord 233 233 Saline 601 601 Serene Sud 278 278 TIGF 511 511 Tous les stockages 249 761 880 511 2400 Débits de soutirage fermes (à 45 % de VU) (GWh/j) Sédiane B 249 249 Sédiane Nord 219 219 Serene Littoral 238 238 Serene Nord 159 159 Saline 550 550 Serene Sud 278 278 TIGF 497 497 Tous les stockages 249 617 828 497 2191 Volumes (TWh) Sédiane B 13,0 13,0 Sédiane Nord 11,6 11,6 Serene Littoral 21,5 21,5 Serene Nord 20,8 20,8 Saline 10,9 10,9 Serene Sud 25,1 25,1 TIGF 32,2 32,2 Tous les stockages 13,0 53,8 36,0 32,2 135,0 Hypothèses sur les consommations Consommation hivernale en volume (GWh) GRTgaz Nord B GRTgaz Nord H GRTgaz Sud TIGF France Demande en cas d'hiver moyen Tous les consommateurs 29970 179669 81078 25883 316600 Période froide de 30 jours se produisant avec une probabilité statistique d une fois tous les 20 ans (1) Tous les consommateurs 8549 49498 22627 6667 87341 Hiver froid tel qu il s en produit tous les 20 ans Tous les consommateurs 32282 192516 87044 26454 338295 Hiver froid tel qu il s en produit tous les 50 ans (2) Tous les consommateurs 32731 195019 88205 27699 343654 Consommation en cas de pointe de froid (GWh/j) GRTgaz Nord B GRTgaz Nord H GRTgaz Sud TIGF France Journée froide se produisant avec une probabilité statistique d une fois en 20 ans Tous les consommateurs 387 2 240 1 089 302 4 018 Période froide de 7 jours se produisant avec une probabilité statistique d une fois en 20 ans (3) Tous les consommateurs 348 2 014 979 280 3 621 Journée froide se produisant avec une probabilité statistique d une fois en 50 ans (4) Tous les consommateurs 415 2 384 1 160 344 4 303 Annexe Consultation publique ATS et obligations de stockage de gaz naturel 6 / 6