Infrastructures gazières et sécurité d’approvisionnement

1. Infrastructures gazières et sécurité d’approvisionnement Dominique Jamme – CREDirection des infrastructures et des réseaux de gaz 14 décembre 2012

2. La crise russo-ukrainienne de janvier 2009 a mis en lumière l’enjeu de la sécurité d’approvisionnement de l’Europe • Part du gazrussedans le portefeuilled’approvisionnement • Diminution des approvisionnementsdurant la crise • Trois semaines de rupture des approvisionnements russes transitant via l’Ukraine vers l’UE, conjuguée à une vague de froid en Europe : • Vulnérabilité des pays de l’est, fortement dépendants des importations russes • Bonne résilience du système gazier à l’ouest grâce à la maximisation des importations de Norvège • Manque de coordination des décisions nationales • Mise en évidence du besoin de développement des interconnexions et de la réversibilité des flux Source: AIE et ERGEG 2 2

3. Réponse institutionnelle: abrogation de la directive de 2004 et adoption du règlement 994/2010 • Une action à mener sur deux fronts dans chaque Etat membre : • La prévention : analyse des risques gaziers et élaboration d’un plan d’action préventif • La réaction : adoption d’un plan d’urgence gaz décrivant le rôle des principaux acteurs en cas de crise • Définition de standards communs : • Normes relatives aux infrastructures : • Règle du « N-1 » traduisant la capacité des infrastructures à satisfaire la demande à la pointe, en cas de perte de la première infrastructure • Bidirectionnalité des flux à tous les points d’interconnexion transfrontaliers • Normes relatives aux approvisionnements: assurer la continuité de la fourniture aux « consommateurs protégés »* dans certains scénarios contraignants sur les approvisionnements et conditions climatiques • Désignation d’une autorité compétente (en France, le Ministère en charge de l’énergie) et coopération au niveau régional et européen * clients domestiques et éventuellement installations de chauffage urbain, services sociaux essentiels et PME 3

4. La mise en œuvre des dispositions européennes n’introduit pas de changements majeurs en France • L’analyse de risques conduite par la DGEC montre que la législation française va au-delà des standards européens : • Ratio « N-1 » de 130% qui traduit la bonne résilience du système en cas d’interruption des flux en entrée depuis l’Allemagne • Dimensionnement du réseau en fonction d’un risque 2% et non 5% (aléa climatique tel qu’il s’en produit tous les 50 ans et non 20 ans) • Fournisseurs tenus d’assurer la continuité de fourniture de tous leurs clients (hors interruptibles) et dans le cadre de scénarios plus contraignants • Le développement des flux bidirectionnels aux points d’interconnexion transfrontaliers est en cours: • Renforcement des capacités rebours avec l’Espagne à l’horizon 2013 et 2015 • Mise en place d’une capacité physique France vers Belgique en 2015 • Demande d’exemption pour la mise en place des flux rebours avec l’Allemagne, du fait des différences de pratiques d’odorisation

5. Un dispositif national complété par les obligations de stockage pour les fournisseurs de gaz • Fournisseurs alimentant des clients résidentiels ou assurant des missions d’intérêt général soumis à une obligation de stockage au 1ernovembre : • Volume de gaz correspondant à 85% des droits de stockage qui leur sont accordés par la règlementation sur l’accès des tiers au stockage • Représente la moitié des capacités de stockage totales • Les capacités de stockage représentent environ 25% de la consommation française annuelle • Le stockage joue un rôle clé pour la sécurité d’approvisionnement: • Situation de dépendance quasi-totale aux importations • Forte saisonnalité de la demande en raison des besoins de chauffage • Contribution à la sécurité d’approvisionnement électrique en garantissant l’alimentation des CCG • Le maintien d’un niveau suffisant de gaz en stock conditionne le bon fonctionnement des stockages en cas de forte sollicitation

6. La construction du marché intérieur contribue au renforcement de la sécurité d’approvisionnement Dunkerque • Investissements récents, déclenchés sur la base d’un appel au marché ou pour des enjeux de fluidification du réseau : • Développement des points d’entrée: terminaux de Fos Cavaou (2010) et Dunkerque (2015), renforcement des capacités d’interconnexion avec l’Allemagne (2010), la Belgique (2013) et l’Espagne (2013, 2015) • Réduction des congestions internes: fusion des zones au sein de la grande zone GRTgaz Nord (2009), projets Eridan (2015) et Arc de Dierrey (2015) Taisnières PEG Nord 30 Gm3 Obergailbach Montoir de Bretagne Liaison Nord-Sud PEG Sud 15Gm3 Liaison Sud-TIGF PEG TIGF 3 Gm3 Fos-sur-Mer Larrau-Biriatou • Développement de places de marché liquides permettant d’orienter les flux de gaz vers les zones où la demande est forte : • PEG Nord liquide et bien connecté aux marchés du nord-ouest de l’Europe • Projets de regroupement des PEG pour accroitre la liquidité et l’intégration du marché français

7. La vague de froid de février 2012 a confirmé la robustesse du système gazier français • Du 1er au 13 février : • Températures très basses sur une large partie du continent européen • Baisse des exportations de gaz russe, alloué prioritairement à la consommation domestique • Contexte de marché défavorable aux importations de GNL en Europe • Pic de consommation de 3,8 TWh le 8 février (précédent record : 3,4 TWh) • Forte contribution des stockages à la couverture des besoins : • 18,2 TWh de gaz soutiré des stockages de Storengy, qui ont couvert 48% de l’approvisionnement des deux zones de GRTgaz • 4,4 TWh de gaz soutiré des stockages de TIGF, qui ont couvert 100% de l’approvisionnement de la zone TIGF et permis le transit de 1 TWh vers l’Espagne et 440 GWh vers la zone GRTgaz Sud

8. Les enseignements de la vague de froid sur le fonctionnement des signaux de prix et des interconnexions (1/2) • Recours aux PEG plus important entre le 6 et le 10 février, permettant aux fournisseurs d’équilibrer leurs portefeuilles : • Volume livré aux PEG de 2,3 TWh/jour contre 1,7 TWh/jour en moyenne en janvier • Hausse de 42% des échanges sur les segments day-ahead et intraday par rapport à la moyenne de janvier • Le prix du gaz sur le marché spot français a atteint 40,5 €/MWh et 45,7 €/MWh au PEG Nord pour livraison le 7 février et le 8 février respectivement • Augmentation des prix sur l'ensemble des hubs européens mais situation particulière en France : • Différentiels de prix importants avec les autres marchés du nord-ouest de l’Europe (environ 7€/MWh) • Capacité d’entrée depuis la Belgique et l’Allemagne en partie non utilisée et flux de transit vers l’Italie et l’Espagne à un niveau élevé

9. Les enseignements de la vague de froid sur le fonctionnement des signaux de prix et des interconnexions (2/2) • L’enquête diligentée par la CRE a mis en évidence des contraintes techniques et économiques qui ont nui à l’efficacité du signal prix: • Situation de tension dans le sud de l’Allemagne ayant conduit à l’interruption des capacités en sortie de l’Allemagne • Obligations contractuelles de transit et absence de référence de prix day-ahead en Espagne • Décision des autorités italiennes obligeant les expéditeurs à maximiser les importations vers l’Italie • La coordination des mesures prises dans chaque pays aurait facilité la gestion de la crise en France et en Europe

10. Conclusions • Le processus d’ouverture à la concurrence ne va pas à l’encontre de la sécurité d’approvisionnement: • Développement des infrastructures pour permettre les arbitrages entre différentes sources de gaz • Places de marché liquides sur lesquelles les fournisseurs peuvent s’appuyer pour couvrir les besoins de leurs clients • L’existence de places de marchés bien connectées et donnant les bons signaux de prix permet d’allouer le gaz là où demande est la plus forte • Les infrastructures sont essentielles car le marché ne donne qu’un signal sans garantir la disponibilité physique du gaz • L’harmonisation des règles de fonctionnement des interconnexions et la coordination des réactions face aux crises viendront renforcer la sécurité d’approvisionnement de l’UE

11. Annexe 1: les infrastructures gazières françaises Dunkerque Taisnières Réseau de transport de GRTgaz Réseau de transport de TIGF Sites de stockage Terminaux méthaniers Interconnexions transfrontalières Obergailbach Montoir de Bretagne Oltingue Biriatou Larrau Fos Cavaou Fos Tonkin

12. Annexe 2: décret n°2004-251 du 19 mars 2004 relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz – principales dispositions concernant la sécurité d’approvisionnement (1/2) Titre Ier : Obligations de service public des fournisseurs de gaz Article 1 Les fournisseurs (…), lorsqu'ils alimentent : -des clients domestiques, y compris des ménages résidant dans un immeuble d'habitation chauffé collectivement ; -des clients non domestiques assurant des missions d'intérêt général liées à la satisfaction des besoins essentiels de la nation, en matière notamment d'administration, d'éducation, de sécurité, de défense et de santé (…) sont tenus d'avoir accès, directement ou indirectement, à plusieurs sources d'approvisionnement diversifiées géographiquement et suffisantes en quantité, de faire la preuve de capacités d'acheminement jusqu'à la frontière française et d'avoir accès à : -au moins deux points d'entrée sur le réseau de transport national lorsqu'ils approvisionnent plus de 5 % du marché national ; -au moins trois points d'entrée sur le réseau de transport national lorsqu'ils approvisionnent plus de 10 % du marché national. (…) Article 4 Pour les clients mentionnés à l'article 1er et les clients non domestiques n'ayant pas accepté contractuellement une fourniture susceptible d'interruption, le fournisseur doit être en mesure d'assurer la continuité de fourniture même dans les situations suivantes : - disparition pendant six mois au maximum de la principale source d'approvisionnement dans des conditions météorologiques moyennes ; - hiver froid tel qu'il s'en produit statistiquement un tous les cinquante ans ; - température extrêmement basse pendant une période de trois jours au maximum telle qu'il s'en produit statistiquement une tous les cinquante ans.

13. Annexe 2: décret n°2004-251 du 19 mars 2004 relatif aux obligations de service public dans le secteur du gaz – principales dispositions concernant la sécurité d’approvisionnement (2/2) Titre II : Obligations de service public des opérateurs de réseaux de transport de gaz. Article 9 (…) II. - Pour les clients mentionnés à l'article 1er et les clients non domestiques n'ayant pas accepté contractuellement une fourniture susceptible d'interruption, l'opérateur de réseau de transport doit être en mesure d'assurer la continuité de l'acheminement du gaz même dans les situations suivantes : -hiver froid tel qu'il s'en produit statistiquement un tous les cinquante ans ; -température extrêmement basse pendant une période de trois jours au maximum telle qu'il s'en produit statistiquement une tous les cinquante ans. Titre III : Obligations de service public des opérateurs de réseaux de distribution de gaz. Article 13 (…) II. - Pour les clients mentionnés à l'article 1er et les clients non domestiques n'ayant pas accepté contractuellement une fourniture susceptible d'interruption, la continuité de l'acheminement du gaz doit être assurée même dans les situations suivantes : - hiver froid tel qu'il s'en produit statistiquement un tous les cinquante ans ; - température extrêmement basse pendant une période de trois jours au maximum telle qu'il s'en produit statistiquement une tous les cinquante ans.

14. Annexe 3: principales dispositions du décret n°2006-1034 du 21 août 2006 relatif à l'accès aux stockages souterrains de gaz naturel Chapitre 2 : Détermination et attribution des droits d'accès à des capacités de stockage. Article 5 Les gestionnaires de réseaux publics de distribution affectent à tout client final raccordé à leur réseau un profil de consommation déterminé en fonction des caractéristiques de sa consommation. (…) A chaque profil de consommation est associé un droit unitaire de stockage calculé pour une consommation annuelle de référence égale à 1 GWh, exprimé en volume utile et en débit de soutirage de pointe. Un arrêté du ministre chargé de l'énergie établit les différents profils de consommation et définit les droits unitaires de stockage correspondants. (…) le droit d'accès aux capacités de stockage d'un fournisseur est égal, pour chacune des zones d'équilibrage (…), à la somme des droits de stockage des clients que ce fournisseur alimente et qui sont situés dans cette zone. Chapitre 5 : Obligation de déclaration et de détention de stocks des fournisseurs. Article 13 Au 1er novembre de chaque année, les volumes de gaz stockés par un fournisseur ne peuvent être inférieurs à 85 % des droits de stockage en volume utile, tels que définis à l'article 5 du présent décret, de ses clients domestiques, y compris des ménages résidant dans un immeuble d'habitation chauffé collectivement, et de ses autres clients assurant des missions d'intérêt général.