Analyse coûts/bénéfices des investissements dans les ... · spread de prix du GNL Europe Contexte Objectifs de l’étude Y a-t-il un intérêt économique à rapprocher les 2

Analyse coûts/bénéfices des investissements dans

les réseaux de transport permettant la mise en

œuvre d’un PEG France à l’horizon 2018 Rapport final

14 novembre 2013

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• Contexte et question

• Approche

• Résultats

• Conclusions

• Annexes

2

Agenda

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Contexte de l’étude – Vers une place de marché unique France ?

Après une consultation approfondie des acteurs de marché, la CRE

s’est prononcée sur l’évolution de la structure contractuelle du marché

dans sa délibération du 19 juillet 2012

3

* La place de marché France consiste en une fusion des zones d’équilibrage Nord et Sud de

GRTgaz et un PEG unique pour les zones GRTgaz et TIGF

*

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Contexte de l’étude – Quels gains potentiels ?

Si l’on tient compte des prix récents Nord et Sud, la création d’un PEG

unique semble se justifier économiquement avec des hypothèses

simplifiées

Résultats Hypothèses simplificatrices

• Sans investissement, les prix Nord et

Sud sur l’année gazière 2012-2013 sont

reproduits sur la période de l’étude de

20 ans

• Avec investissement, le gaz déplacé du

Nord vers le Sud est valorisé à ce

spread

• L’effacement du spread se traduit par un

gain net (pas d’impact sur le prix Nord)

• Actualisation à 3%

366

-600

-800

-1.000

-1.200

400

200

0

-200

-400

VA

N

Fra

nce

Gain

s

sim

plif

iés

1.540

Opex

+ C

apex

1.174

M€

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Objectif de l’étude

L’étude doit déterminer les coûts et bénéfices attendus de la fusion des

PEG entre 2018 et 2038, selon plusieurs scénarios de marché

Analyse

coûts/

bénéfices

création PEG

unique

2018-2038

Evolution à

la hausse du

spread de

prix GRTgaz

Nord / Sud

Position des

acteurs sur la

fusion des PEG

Mouvement de

consolidation des

zones

Evolution à

la hausse du

spread de

prix du GNL

Japon /

Europe

Contexte Objectifs de l’étude

Y a-t-il un intérêt économique à

rapprocher les 2 zones compte tenu des

anticipations du marché du gaz ?

• Soit seulement par des

investissements (conservation

éventuelle de 2 PEG), schéma dit

« sans fusion »

• Soit par des investissements et la mise

en place d’outils contractuels, si

nécessaire (PEG unique), schéma dit

« avec fusion »

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• Approche

• Résultats

• Conclusions

• Annexes

6

Agenda

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Approche – 3 scénarios de marché

L’analyse des bénéfices des différents scénarios d’investissement a été

réalisée dans la perspective de 3 futurs gaziers possibles

Tomorrow as

today

Arbitrage du GNL en faveur de l’Asie

• Le scénario “Tomorrow as today” suit les tendances historiques récentes : la

consommation de gaz en Europe stagne ou décline et le GNL satisfait la demande

asiatique en pleine croissance

Middle of the

road

Arbitrage du GNL équilibré entre l’Asie et l’Europe

• La demande de gaz en Europe se maintient et l’équilibre offre/ demande se stabilise en

Asie, conduisant à un arbitrage GNL équilibré entre l'Europe et l'Asie

EU golden age

of gas

Arbitrage du GNL en faveur de l’Europe

• En rupture totale avec la situation actuelle, la demande en Europe est en croissance, la

demande GNL asiatique est moins soutenue que prévu, conduisant à un retour important

du GNL en Europe

Hypothèses

générales

• 3 scénarios linéairement déroulés sur 20 ans

• Une VAN sur 20 ans (2019-2038) par scénario (pas de mélange)

• Des scénarios encadrant la réalité

Ces scénarios ont été définis après concertation avec les acteurs de marché

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Approche – 4 cas d’investissement (1/2)

4 cas d’investissement additionnel à un réseau de référence (le cas 4 a

émergé grâce à l’étude) ont été étudiés en collaboration avec GRTgaz et

TIGF

CAPEX Investissement

Cas 1 650 M€ Val de Saône seul

Cas 2 620 M€ Eridan seul

Cas 3 1270 M€ Val de Saône +

Eridan

Cas 4 860 M€ (1) Val de Saône +

Gascogne/ Midi

Val de Saône

Eridan

Gascogne/ Midi

Carte des congestions Caractéristiques

(1) Val de Saône : 650 M€ ; Gascogne/ Midi : 100 M€ ; Station de compression de La Bégude : 80 M€ ; Station de compression de Saint-Martin de Crau : 30 M€

Référence Réseau actuel

(+ TM Dunkerque, arc de Dierrey,

Biriatou)

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Approche – 4 cas d’investissement (2/2)

9

Les cas 1 et 2 permettent de lever un seul des deux fronts de

congestion, les cas 3 et 4 lèvent les deux fronts de congestion

1 front de congestion levé : Cas 1 (Val de Saône)

et cas 2 (Eridan)

2 fronts de congestion levés : Cas 3 (Val de Saône +

Eridan) et cas 4 (Val de Saône + Gascogne/ Midi

OU

Congestion levée

par l’ouvrage Val de

Saône seul (cas 1)

Congestion levée

par l’ouvrage Eridan

seul (cas 2)

Congestions levées

par les ouvrages Val

de Saône + Eridan

(cas 3) ou par les

ouvrages Val de

Saône + Gascogne/

Midi (cas 4)

ET

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Approche – 1 modèle

Pour quantifier les impacts des investissements sur le système gazier,

un modèle économique éprouvé a été utilisé

Assets

Contracts

Prices

LNG flows

Production

Storage use

Pipeline flows

LNG

Pipelines

Fields

Interconnection

Storage

Demand

Entrées / sorties du modèle Caractéristiques

• Optimisation du prix sous contraintes d’offres et

de demandes

• Fonctionnement du modèle à un pas de temps

mensuel (12 x 20 mois par scénario)

• Climat moyen (profil de consommation appliqué)

• Stockage :

− Utilisation saisonnière des stockages en

injection/ soutirage

− Prise en compte des tarifs des opérateurs

de stockage

− Contrainte de remplissage minimum (OSP)

• Offres :

− Indexation (oil/ marché) GNL, pipe

− ToP à 90% pipe

− Flexibilité usines de liquéfaction à 10%

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Approche – 1 processus de travail avec les GRT

Pöyry

TIGF

Calculs de schémas de flux

pour différents niveaux

maximum de flux* N-S:

• sans investissement

• …

• 700 GWh/j (convergence

des prix)

1

Adéquation entre cas

d’investissement et schémas de

flux aux différents niveaux

maximum de flux N-S

Pöyry et les GRT se sont coordonnés afin de déterminer quels flux

maximum N-S peuvent être apportés par les cas d’investissement

GR

T

GRTgaz

Simulation GRTgaz

Pour les cas d’investissement,

vérification de la capacité

physique du réseau à réaliser

ces schémas de flux aux

bornes du réseau GRTgaz et

définition des flux GRTgaz-

TIGF

Simulation TIGF

Pour les cas d’investissement,

vérification de la capacité

physique du réseau à réaliser

ces schémas de flux aux

bornes du réseau TIGF

2

3

4

700 GWh/j

Scénario

d’investissement 1

Scénario

d’investissement n

Scénario

d’investissement 2

* Ces valeurs ne constituent en aucun cas des capacités commercialisables, qui nécessitent, pour être calculées, une étude réseau approfondie

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Approche – Des échanges avec les acteurs

L’ensemble de la méthode a été partagé et enrichi par les acteurs tout

au long du processus de travail

Entretiens

bilatéraux

préliminaires

Concertation gaz

• Elaboration des hypothèses des scénarios de marché

• Discussion sur les gains qualitatifs

• Validation des scénarios de marché

• Validation de la méthode de calcul des gains

• Validation des cas d’investissements (y compris le cas

ayant émergé au cours de l’été)

• Premiers résultats du scénario Tomorrow as Today

Juin

2013

4 juillet

2013

Concertation gaz 17 septembre

2013

Concertation gaz 4 novembre

2013

• Présentation des résultats préliminaires

• Discussion sur les conclusions préliminaires

Entretiens

bilatéraux

Tout au long

de l’étude • Discussions bilatérales

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+ Tarifs d’accès aux

infrastructures

- CAPEX / OPEX

13

Approche – Périmètre des gains et des coûts (1/5)

Les impacts économiques sont comptabilisés sur la chaine gazière, des

fournisseurs aux clients finals

Gestionnaires

d’infrastructure Clients finals Fournisseurs

+ Marge commerciale

+ / - Gains/coûts

d’optimisation du

portefeuille

- Tarifs d’accès aux

infrastructures

- Prix molécule du

fournisseur

• Prix PEG

• Prime de risque

• Marge commerciale

Note : Prix PEG et primes de

risque transférés à 100% au

client final

Bilan économique

de ces activités

gazières

Activités gazières

prises en compte

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Le déplacement additionnel de gaz du Nord vers le Sud devrait avoir

trois impacts positifs sur le bilan des activités gazières considérées

Gestion

naires

d’infra

Clients

finals

Fournis

seurs

Impact

prix

Impact

flux

Bilan

Réduction du spread Nord-Sud,

baisse du prix au Sud (gain) et

éventuellement augmentation du prix

au Nord (coût)

Réduction des primes de couverture

sur la volatilité et la liquidité du PEG

Sud et éventuellement Nord

Augmentation des flux Nord-Sud

permettant de détourner davantage

de GNL en Asie dont une partie au

bénéfice de fournisseurs en France

Dépla

cem

ent

de g

az N

S

Activités gazières

prises en compte

Prix molécule

Primes de

risque

Gains/coûts

d’optimisation

du portefeuille

Gains/coûts

stockages et

terminaux

méthaniers

Caractérisation de l’impact

Compensation

pass-through

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En sus des gains pour la France, les impacts sur le marché gazier

européen ont été estimés : ils se concentrent sur l’Espagne

Commentaires Consommations européennes

• Le flux Nord Sud additionnel

associé à l’investissement est de

l’ordre de 40 TWh par an, en

moyenne

• Compte tenu des consommations

de la zone NWE(1) : 1 700 TWh

par an, ainsi que de la liquidité du

hub directeur TTF, cet

investissement n’aura pas

d’impact sur cette zone

• En revanche, en Espagne, dont

la consommation gazière est de

l’ordre de 500 TWh, et la liquidité

du marché faible, l’impact de

l’investissement ne sera pas

négligeable

~ 40

TWh

~ 1 700

TWh

~ 400

TWh

(1) Belgique, Allemagne, Pays-Bas

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Pour les gains France, qui constituent l’élément majeur de décision,

deux méthodes ont été retenues pour analyser l’impact sur les prix

molécule

Variables de calcul de la VAN France

Unité de volume Unité de prix

Prix molécule

• Conso Nord

• Conso Sud

• PEG Nord

• PEG Sud • Conso Espagne

• Prix Hub espagnol

(AOC)

Primes de risque • Conso Sud

• Conso Sud (Nord)

• Volatilité du spread

• Liquidité du marché

(1) Seule la méthode 1 a été appliquée en Europe ; (2) L’impact sur la liquidité des autres marchés n’a pas été quantifié.

Arbitrages GNL • Volumes Fos • Prix Asie

• PEG Sud

• Flux additionnel FR-

Espagne

• Prix Asie

• Prix Hub espagnol

(AOC)

• Gaz additionnel

déplacé du Nord au

Sud

• Spread Nord-Sud

Mé

tho

de

1

Impact sur…

• méthode globale, présupposant un

marché profond et liquide, qui

s’impose comme référence unique

des contrats de fourniture

Mé

tho

de

2

• méthode simplifiée, présupposant un

marché encore immature, pour lequel

le prix de marché ne s’applique qu’à

une partie des volumes

Variables de calcul de la VAN Europe


• - (1) • - (1)

• - (2) • - (2)

Mé

tho

de

1

Mé

tho

de

2

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Les coûts pris en compte : CAPEX et OPEX des investissements, et les

coûts des mécanismes contractuels potentiels en cas de PEG unique

CAPEX • Coûts associés aux investissements (en

€2019)

OPEX • OPEX annuels normatifs (1) (voir en annexe,

en €2019)

Mécanismes

de marché

• 2 types de mécanismes de marché possibles

: Flow commitments aux terminaux GNL ou

rachat de capacités rebours France-Espagne

Coû

ts lié

s a

ux

inve

stisse

me

nts

Coû

ts lié

s a

ux é

ve

ntu

els

mé

ca

nis

mes c

on

tractu

els

Mécanismes

administrés

• Transformation de capacités fermes en

capacités conditionnelles (France vers

Espagne) et interruption de la capacité selon

occurrence

Variables de calcul de la VAN


• Déficit de gaz

au Sud • Prix Espagne

• Déficit de gaz

au Sud • Prix Asie

• Coûts fournis par les GRT (%

annuel des CAPEX ; actualisés à

3%)

• Coûts fournis par les GRT

Description

(1) L’impact sur les coûts réels de compression et le line pack n’a pas été quantifié dans cette étude

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• Approche

• Résultats

− Choix du cas d’investissement le plus pertinent

− Coûts / bénéfices France

− Coûts / bénéfices Europe

• Conclusions

• Annexes

18

Agenda

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Résultats - Choix du cas d’investissement le plus pertinent (1/2)

Seuls les cas d’investissement Eridan seul et Val de Saône + Gascogne/

Midi sont d’intérêt pour une étude approfondie

Description CAPEX(1)

(M€2018)

Convergence(2)

prix (% mois) Fusion?

Cas 1 Val de Saône 650 ~ 30%

Cas 2 Eridan 620 ~ 44%

Cas 3 Val de Saône +

Eridan 1270 ~ 100% (4)

Cas 4 Val de Saône +

Gascogne/ Midi 860 ~ 100% (4)

TaT

MotR

EUGaG

TaT

MotR

EUGaG

TaT

MotR

EUGaG

TaT

MotR

EUGaG

Commentaire sur le choix

Cas levant une des deux

congestions, moins cher et

plus efficace que le cas 1

Cas levant les deux

congestions, moins cher et

aussi efficace que le cas 3

TaT : Tomorrow as Today, MotR : Middle of the Road, EUGaG : EU Golden Age of Gas ; (1) Hors subvention européenne ; (2) Convergence dans le pire cas : spread <

0,001€/MWh ; (3) Ces valeurs ne constituent en aucun cas des capacités commercialisables, qui nécessitent, pour être calculées, une étude réseau approfondie ; (4) Avec

d’éventuels mécanismes contractuels ponctuels (3 mois sur 3 ans en fin de période, pour un scénario de marché)

Flux max

Nord-Sud(3)

330 GWh/j

400 GWh/j

700 GWh/j

700 GWh/j

Cas 0

Réseau actuel (+ TM Dunkerque,

arc de Dierrey,

Biriatou)

0 ~ 30%

TaT

MotR

EUGaG

330 GWh/j

Cas aussi efficace mais

plus cher que le cas 4

Cas moins efficace et plus

cher que le cas 2

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Résultats - Choix du cas d’investissement le plus pertinent (2/2)

20

« Val de Saône + Gascogne/ Midi » génère une valeur positive pour le

système gazier français, contrairement au cas Eridan seul, et sera donc

le seul cas étudié par la suite

Cas 2 : Eridan seul (2)

VAN(1) France

Cas 4 : Val de S.+ Gasc.

Tomorrow as

today

- 395 M€

à

- 172 M€

Middle of the

road

- 575 M€

à

- 448 M€

EU golden

age of gas - 850 M€

440 M€

à

1 065 M€

- 607 M€

à

- 442 M€

- 1 175 M€

- 2 580 M€

à

- 2 360 M€

- 890 M€

à

- 765 M€

- 560 M€

960 M€

à

1 585 M€

- 160 M€

à

15 M€

- 885 M€

(1) VAN calculée sur 2019-2038, taux d’actualisation de 3% sauf arbitrage GNL à 7,25%, hors subvention européenne ; (2) La pertinence d’Eridan pour faire face à

d’autres scénarios d’investissement (nouveau terminal au Sud, Midcat) n’a pas été examinée par cette étude ; (3) Pour la solution Eridan, les pertes supplémentaires avec

la fusion correspondent aux coûts importants des mécanismes contractuels structurels à mettre en place

Sans fusion Sans fusion Avec fusion (3) Avec fusion

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• Approche

• Résultats




• Conclusions

• Annexes

21

Agenda

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Résultats – VAN France – Tomorrow as today

22

Dans un scénario comparable à aujourd’hui, l’investissement crée une

valeur très significative pour le système gazier français, tout en

permettant la création d’un PEG unique dans la grande majorité des cas

125

2.000

1.500

1.000

500

0

-500

-1.000

-1.500

M€

VA

N F

rance

1.585

Gain

s

arb

itra

ge G

NL

395

Gain

s S

ud

prim

e v

ola

tilit

é

Gain

s S

ud

prim

e liq

uid

ité

Gain

s F

rance

prim

e liq

uid

ité

581

Gain

s

molé

cule

619

Opex

-314

Capex

-860

1.039

VAN(1) France

• Les investissements permettent de dégager

une VAN de plus d’un milliard d’euros au

périmètre de la France, tout en annulant le

spread N-S sans un recours structurel aux

mécanismes contractuels

• L’investissement fait baisser significativement

la facture énergétique des client finaux en

France grâce à la réduction du prix de la

molécule au Sud et à la baisse des primes de

risque (la volatilité du spread N-S disparaît

avec la convergence totale des prix Nord et

Sud)

• Enfin, des gains d’arbitrage sont générés par

la baisse de livraisons de GNL en France, en

particulier à Fos

Commentaires

(1) VAN calculée sur 2019-2038, taux d’actualisation de 3% sauf arbitrage GNL 7,25%

Coûts d’éventuels

mécanismes contractuels :

entre 75 et 210 M€

961

M€

619

125 395

581

415

-314

-860

Méthode 1 Méthode 2

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Résultats – VAN France – Middle of the road

23

Dans un scénario où le GNL s’équilibre entre Asie et Europe, le bilan

économique est plus mitigé, mais l’investissement permet un PEG

unique sans recours à des mécanismes contractuels

VAN(1) France

• Une certaine incertitude d’environ 175 M€

demeure sur la rentabilité de l’investissement,

tout en annulant le spread N-S, sans aucun

besoin de mécanismes contractuels

• L’impact sur la facture du consommateur est

plus mitigé : la réduction du prix de la

molécule au Sud est moindre et les primes de

risque sont structurellement moins élevées

avant investissement du fait d’un accès plus

facile à la ressource gaz

• Enfin, des gains d’arbitrage sont générés par

la baisse de livraisons de GNL en France, en

particulier à Fos, dans une moindre mesure

que le scénario précédent

Commentaires

15

-1.500

1.000

-500

-1.000

0

500

1.500

2.000

130

Gain

s S

ud

prim

e liq

uid

ité

316

Gain

s S

ud

prim

e v

ola

tilit

é

316

Gain

s

molé

cule

181

Opex

-314

Capex

VA

N F

rance

M€

Gain

s

arb

itra

ge G

NL

246

Gain

s F

rance

prim

e liq

uid

ité

-860 -161

M€

246 130

316

316 5

-314

-860



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• Les investissements effectués ne génèrent

pas de gains dans le scénario EU Golden

Age of Gas

• En revanche, une décision de création d’un

PEG unique (rendue possible de facto par les

conditions de marché : GNL marginal au Nord

et au Sud) apporte des gains

Résultats – VAN France – EU golden age of gas

24

Dans un scénario dans lequel le GNL revient massivement en Europe,

l’investissement n’apporte aucune valeur pour le système gazier,

néanmoins une décision de PEG unique apporte des gains de liquidité

VAN(1) France Commentaires

-886

-200

0

200

-400

-600

-800

-1.000

-1.200 0

Opex

-314

M€ G

ain

s S

ud

prim

e v

ola

tilit

é

0

Gain

s

molé

cule

VA

N F

rance

Gain

s

arb

itra

ge G

NL

0

Gain

s F

rance

prim

e liq

uid

ité

136

Gain

s S

ud

prim

e liq

uid

ité

152

Capex

-860


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Résultats – Gains qualitatifs France

25

Cette solution apporte de nombreux gains qualitatifs en France,

notamment des gains sociaux-économiques pour les industriels du Sud

de la France

Gains qualitatifs

au périmètre

France

• La baisse du prix au Sud va permettre des gains socio-économiques pour toutes les

consommations exposées au prix de marché, soit à l’horizon 2018-2038 :

• La totalité des industriels

• La totalité des PME/PMI

• Une large proportion des particuliers

• Particulièrement pour les industriels fortement consommateurs de gaz naturel, cet

investissement permettra une meilleure compétitivité, et donc la pérennité de leur activité

en France et des emplois directs et indirects qu’ils génèrent

• Par ailleurs, les impacts de la fusion sur le marché gazier français (simplification du

schéma contractuel d’accès au marché, impact sur la liquidité du marché de gros, baisse

de la volatilité) rendront le marché gazier français beaucoup plus attractif

• Cet investissement permettra une meilleure ouverture à la concurrence sur le marché de

détail, en facilitant l’accès pour les fournisseurs aux clients situés dans le Sud de la

France

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• Approche

• Résultats




• Conclusions

• Annexes

26

Agenda

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Résultats – VAN Europe (1)

27

L’investissement crée également de la valeur pour le système gazier

européen, et notamment en Espagne grâce à la propagation de la

baisse des prix

1622.500

2.000

1.500

1.000

500

0

-500

-1.000

-1.500

M€

VA

N E

uro

pe

2.327

Gain

s d

’arb

itra

ge

GN

L E

spagne

Gain

s c

onso

Espagne

794

Gain

s F

rance

2.545

Opex +

Capex

1.174

Middle of the road Tomorrow as today EU golden age of gas

495493

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

-500

-1.000

-1.500

1.174

M€

VA

N E

uro

pe

Gain

s d

’arb

itra

ge

GN

L E

spagne

3

Gain

s c

onso

Espagne

Gain

s F

rance

1.178 O

pex +

Capex

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

-500

-1.000

-1.500

M€

VA

N E

uro

pe

-887

Gain

s d

’arb

itra

ge

GN

L E

spagne

0

Gain

s c

onso

Espagne

0

Gain

s F

rance

287

Opex +

Capex

1.174

VAN calculée sur 2019-2038, taux d’actualisation de 3% sauf arbitrage GNL 7,25% ; l’impact de l’investissement sur les pays NWE est négligeable devant l’impact positif

sur le marché espagnol

Méthode 2

162794

1.000

2.500

2.000

500

0

-500

-1.000

-1.500

M€

1.703 1.921

1.174

Méthode 1

3300

2.000

1.500

2.500

-1.000

1.000

500

-1.500

-500

Opex +

Capex

Gain

s F

rance

493

1.013 1.174

Gain

s c

onso

Espagne

3

M€

VA

N E

uro

pe

Gain

s d

’arb

itra

ge

GN

L E

spagne

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Résultats – Gains qualitatifs Europe

28

Qualitativement, cette solution participe à une meilleure intégration du

marché gazier européen ainsi qu’à l’émergence d’un index européen

Gains qualitatifs

au périmètre

Europe

• Cette solution permet une meilleure fluidification des sources d’approvisionnement en

Europe entre

• Des flux de gaz gazeux, provenant du Nord de l’Europe à destination notamment

de l’Espagne

• Des flux de GNL, provenant de France et d’Espagne

• Elle place la France comme place d’arbitrage GNL/gaz gazeux, en fonction du différentiel

de prix entre ces deux sources d’approvisionnement

• Elle permet une meilleure mise en concurrence des différents moyens de flexibilité

(notamment les stockages), sur un périmètre géographique plus large, pour alimenter

des zones de consommations plus lointaines qu’aujourd’hui

• Elle participe à l’intégration du marché européen : au-delà du PEG Unique, cette solution

permet une meilleure convergence des prix en Europe, rapprochant ainsi le PEG Sud et

l’Espagne du TTF, tout en améliorant la liquidité du marché espagnol. Ceci participe donc

à l’établissement d’un index unique européen de référence, comparable au Henry Hub

COPYRIGHT@PÖYRY


• Approche

• Résultats

• Conclusions

• Annexes

29

Agenda

COPYRIGHT@PÖYRY 30

Conclusions (1/3)

« Val de Saône + Gascogne/ Midi » dégage un bilan économique positif

dans 2 scénarios gaziers sur 3 pour les systèmes gaziers français et

européen, et rend possible la création d’un PEG France unique

• Dans un objectif de création de capacité Nord-Sud, « Val de Saône + Gascogne/ Midi » génère

une valeur positive pour le système gazier français (baisse des prix au Sud, baisse des primes de

risques, augmentation des gains d’arbitrage GNL). Cette solution:

− Se justifie dans un marché d’arbitrage vers l’Asie ou d’arbitrage équilibré Asie/ Europe. En

revanche, il s’avère être un investissement superflu pour la problématique Nord-Sud dans un

futur où le GNL revient massivement en Europe

− Permet la création d’un PEG unique dans la majorité des scénarios de flux étudiés, ce qui crée

une valeur additionnelle dans tous les scénarios de marché

Note: des mécanismes contractuels ponctuels (étés en fin de période : consommations

significativement faibles, dans le scénario d’arbitrage vers l’Asie) pourraient être nécessaires si les

contraintes « ToP » sur les livraisons pipes perduraient (90%), mais ils ne mettraient pas à mal

l’économie globale de la solution. Si ces contraintes se relâchent marginalement (80%), le besoin

de mécanismes contractuels disparaît

− Apporte de nombreux gains qualitatifs en France, notamment des gains sociaux-économiques

pour les industriels du Sud de la France

Des bénéfices

additionnels

significatifs au

niveau européen

Un scénario

d’investissement

légitime dès lors

que l’arbitrage GNL

n’est pas en faveur

de l’Europe

• L’investissement crée également de la valeur pour le système gazier européen, notamment en

Espagne en permettant d’y livrer du gaz moins cher et d’en augmenter les gains d’arbitrage GNL

• Qualitativement, cette solution participe à une meilleure intégration du marché gazier européen

ainsi qu’à l’émergence d’un index européen

Une analyse complémentaire menée conjointement par les deux GRT d’ici fin 2013 permettra de confirmer la pertinence

des ouvrages envisagés et d’en préciser les coûts

COPYRIGHT@PÖYRY 31

Conclusions (2/3)

L’investissement « Val de Saône + Gascogne/ Midi » se justifie dans

deux scénarios d’investissement sur trois

520

2.000

1.500

1.000

500

0

-500

-1.000

-1.500

M€

VA

N F

rance

1.585

Gain

s P

EG

uniq

ue

Gain

s

investissem

ents

seuls

2.239

Opex +

Capex

1.174


15

2.000

1.500

1.000

500

0

-500

-1.000

-1.500

M€

VA

N F

rance

Gain

s

investissem

ents

seuls

446

Gain

s P

EG

uniq

ue

743

Opex +

Capex

1.174

1.000

800

600

400

200

0

-200

-400

-600

-800

-1.000

-1.200

Gain

s

investissem

ents

seuls

0

Opex +

Capex

1.174

M€

VA

N F

rance

-887

Gain

s P

EG

uniq

ue

287

Coûts d’éventuels mécanismes

contractuels : entre 75 et 210 M€

520

9621.616

1.174


1.174

567

446 -161

VAN calculée sur 2019-2038, taux d’actualisation de 3% sauf arbitrage GNL 7,25%

COPYRIGHT@PÖYRY

Conclusions (3/3)

32

Des gains significatifs sont également attendus à un niveau européen,

notamment pour le système gazier espagnol

955

-1.500

-1.000

-500

0

500

1.000

1.500

2.500

2.000

M€

VA

N E

uro

pe

2.326

Gain

s E

spagne

Gain

s F

rance

2.545

Opex +

Capex

1.174


494490

2.500

1.000

-1.000

1.500

-500

500

-1.500

2.000

0

VA

N E

uro

pe

M€

Gain

s E

spagne

Gain

s F

rance

1.178 O

pex +

Capex

1.174

2.500

2.000

1.500

1.000

500

0

-500

-1.000

-1.500

M€

Gain

s F

rance

1.174

Opex +

Capex

VA

N E

uro

pe

Gain

s d

’arb

itra

ge

GN

L E

spagne

287 0

-887 0

Gain

s c

onso

Espagne

Méthode 2

955

-1.500

500

0

1.000

-500

2.000

-1.000

2.500

1.702 1.921

1.174

Méthode 1

329490

1.013 1.174

VAN calculée sur 2019-2038, taux d’actualisation de 3% sauf arbitrage GNL 7,25%

COPYRIGHT@PÖYRY


• Approche

• Résultats

• Conclusions

• Annexes

− Scénarios de marché

− Cas d’investissement et coûts

− Résultats détaillés du modèle

− Méthodes de calculs des gains

− Méthodes de calculs des mécanismes contractuels

33

Agenda

COPYRIGHT@PÖYRY 34

Acteurs rencontrés et interrogés sur la création des scénarios

Les scénarios de marché ont été conçus à travers des entretiens

bilatéraux avec 17 acteurs du gaz en France et dans le monde, puis

validés en Concertation Gaz

Recueil des points de vue

EDF

EFET

Elengy

ENI

Gas Natural Europe

Gazprom

GDF SUEZ

GRTgaz

IEA

Osaka Gas

Direct Energie

Powernext

Statoil

Storengy

TIGF

Total Gas and Power

UNIDEN

Ebauches de scénarios

”Tomorrow as today”

”Middle of the road”

”EU golden age of gas”

Scénarios finalisés puis

validés en Concertation Gaz

”Tomorrow as today”

”Middle of the road”

”EU golden age of gas”

COPYRIGHT@PÖYRY 35

Hypothèses structurantes

Les scénarios se basent principalement sur l’arbitrage du GNL entre

l’Europe et l’Asie

Balance

européenne

• Mix électrique

• Croissance économique

• Production domestique (conventionnelle et non-

conventionnelle)

Demande

nette de GNL

en Asie

• Développement économique

• Ressource en gaz de schiste

• Redémarrage du nucléaire au Japon

• Arbitrage gaz vs. autres énergies Prin

cip

au

x fa

cte

urs

aya

nt

un

im

pa

ct

Elé

me

nts

de

ma

rch

é

sa

ns im

pa

ct Balance US

• US auto-suffisants grâce à l’essor du gaz de schiste

• Exportations potentielles de GNL pris en compte dans les

exports

Balance

Sud-

américaine

• Brésil et Argentine autosuffisants d'ici à 2018-2025 en

raison de réserves anté-salifères et schistes,

respectivement

COPYRIGHT@PÖYRY

Scénario “Tomorrow as today”: arbitrage GNL favorable à l'Asie

36

Le scénario “Tomorrow as today” suit les tendances historiques

récentes : la consommation de gaz en Europe décline et le GNL satisfait

la demande asiatique en pleine croissance

Caractéristiques et hypothèses

Demande

électrique

Stable, due à une politique européenne défavorable

sur le renouvellement des centrales gaz/ charbon

Production

domestique

Baisse de la production européenne

Pas de production de gaz de schiste

Exports GNL Exportations de GNL en plein essor

Balance

européenne

Demande

nette de

GNL en

Asie

Elevée, due à la croissance économique et la forte

demande pour tous les types d'énergies, peu de

découverte de gaz de schiste

Chine

Nucléaire définitivement abandonné, importations

massives de GNL sur le long terme Japan

Les importations de GNL toujours en croissance,

suivant les tendances historiques Autres

CAGR

‘12-’18

CAGR

‘18-’38

0%

Reste de la

demande

Diminue en raison de la faible croissance

économique et des mesures d'efficacité énergétique

0%

Marché du

GNL

-1,5% -1,5%

-4,0% -5,2%

1,3% 3,9%

2,6% 5,1%

Bcm

2038

121

239

53

563

496

Bcm

2012

121

354

165

343

219

Prix du gaz livré Europe < Prix du gaz livré Asie, marché du carbone atone

COPYRIGHT@PÖYRY

Scénario “Middle of the road”: arbitrage équilibré du GNL

37

La demande de gaz en Europe se maintient et la demande asiatique

connaît une croissance plus faible, conduisant à un arbitrage GNL

équilibré entre l'Europe et l'Asie


Demande

électrique

Croissance, en raison d’une politique privilégiant le

gaz face au charbon

Production

domestique


Production modérée de gaz de schiste et de biogaz

Exports GNL Exportations de GNL en croissance

Balance

européenne

Demande

nette de

GNL en

Asie

Demande moyenne de gaz, quelques découvertes

de gaz de schiste qui entraînent une demande

moyenne de GNL

Chine

Redémarrage partiel du nucléaire au Japon Japan

Les importations de GNL toujours en croissance,

suivant les tendances historiques Autres

CAGR

‘12-’18

CAGR

‘18-’38

1,5%

Reste de la

demande

Les mesures d'économie d'énergie ont plus d’impact

que la croissance économique sur la demande

0%

Marché du

GNL

-0,7% -0,7%

-2,0% -4,1%

1,1% 4,7%

2,0% 4,7%

Bcm

2038

163

295

85

539

432

Bcm

2012

121

354

165

343

219

Prix du gaz livré Europe ~ Prix du gaz livré Asie, marché du carbone relancé

COPYRIGHT@PÖYRY

Scénario “EU golden age of gas”: arbitrage GNL favorable à l‘UE

38

En rupture totale avec la situation actuelle, la demande en Europe est

en croissance, la demande GNL asiatique est moins soutenue que

prévu, conduisant à un retour important du GNL en Europe*


Demande

électrique

Croissance, en raison d’une politique privilégiant le

gaz face au charbon

Production

domestique


Production modérée de gaz de schiste et de biogaz

Exports GNL Croissance lente, certains projets étant arrêtés en

raison de la faible demande asiatique

Balance

européenne

Demande

nette de

GNL en

Asie

Plus faible que prévue, en raison de gaz de schiste

exploités, et de la concurrence avec les autres

énergies (charbon/ pétrole)

Chine

Redémarrage du nucléaire, niveaux de demande de

GNL pré-Fukushima Japan

Plus faible, en raison de la croissance économique

plus faible que prévu Autres

CAGR

‘12-’18

CAGR

‘18-’38

2,0%

Reste de la

demande

Impact de la croissance économique compensée

par des mesures d'économie d'énergie

1%

Marché du

GNL

0% 0%

-1,7% -3,5%

0,6% 4,0%

1,4% 3,3%

Bcm

2038

191

354

95

488

353

Bcm

2012

121

354

165

343

219

* Ce scénario peut être envisagé sur une période de temps limitée

Prix du gaz livré Europe > Prix du gaz livré Asie, marché du carbone relancé

COPYRIGHT@PÖYRY

Demande de gaz en Europe

39

La croissance du gaz en Europe est principalement tirée par la

production électrique, le reste de la demande (industrie et résidentiel)

baisse ou stagne, en fonction des mesures d'efficacité énergétique et

de la croissance économique

« Tomorrow as today » « Middle of the road » « EU golden age of gas »

354 339295

121

163121

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

0,5% 0,0%

2038

458

2018

460

2012

475

bcm

Reste de la demande Demande électrique

354 323239

121121

121

0

100

200

300

400

500

600 -1,1%

-1,0%

2038

360

2018

444

2012

475

bcm

+1,5%/y

-0,7%/y

CAGR

2018-2038

0%/y

-1,5%/y

CAGR

2018-2038

354 354 354

121 130191

0

100

200

300

400

500

6000,3%

0,6%

2038

545

2018

484

2012

475

bcm

+2%/y

0%/y

CAGR

2018-2038

COPYRIGHT@PÖYRY

Production européenne

40

La production européenne est en déclin et ne pourrait être que

partiellement compensée par les nouvelles sources de production


6851

23

51

28

45

36

30

15

22

15

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

bcm

-3,5%

-1,7%

2038

95

5

2018

133

3

2012

165

0 0

6851

23

51

28

45

36

20

15

22

10

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

5

2018

128

3

2012

165

0

bcm

-4,1%

-2,0%

2038

85

0

6851

23

51

28

45

36

15

10

0

20

40

60

80

100

120

140

160

180

-5,2%

-4,0%

2038

53

5

0

2018

120

bcm

0

2012

165

0

5

0

Pays-Bas UK Autres pays Gaz de schiste Biomethane

COPYRIGHT@PÖYRY

Exports GNL mondiaux

41

Les exportations de GNL sont dictées par les demandes européennes

et asiatiques


90152 171

142

14116863

74

91

4234

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

bcm

4,0%

1,1%

2038

539

2018

435

2012

343

Asie/ Pacifique Moyen-Orient Afrique Russie US + Canada Amérique du Sud Norvège

90152 171

142

14117263

70

84

51

50

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

bcm

3,9%

1,3%

2038

563

2018

431

2012

343

90147 147

142

141 141

63

78 91

4234

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

bcm

4,0%

0,6%

2038

488

2018

434

2012

343

COPYRIGHT@PÖYRY

Imports GNL asiatiques

42

La demande en GNL asiatique est principalement liée à l’essor de la

Chine et de l’Inde ainsi que la décision de redémarrage du nucléaire

japonais


108 114144

48 55

7060

130

30

100

36

52

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

bcm

5,1%

2,6%

2038

496

2018

295

2012

219

26 20

19

Japon Corée Chine Inde Autres

108 114 126

48 5467

60

12030

80

30

38

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

bcm

4,7%

2,0%

2038

432

2018

288

2012

219

26 20

19

108 110 110

48 52 59

50100

34

50

29

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

bcm

3,3%

1,4%

2038

353

2018

266

25

2012

219

26 20

19

COPYRIGHT@PÖYRY

Consommation française – Tomorrow as today

43

(1) Basé sur les Plan Décennaux des GRT ; (2) Afin de simplifier la modélisation du réseau GRTgaz, la consommation de la zone gaz B n’a pas été prise en compte dans la

consommation du PEG Nord

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2019 2018

160

430

266

158

424

262

156

418

259

153

412

255

151

406

251

149

400

248

147

394

244

145

389

241

143

383

237

141

378

234

139

231

137

367

227

135

362

TWh

-1,4%

+0,2% (1)

372

2020

285

168

453

285

169

454

286

170

456

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

286

170

456

286

170

456

282

167

449

278

165

443

274

163

436

270

Consommation du PEG Sud Consommation du PEG Nord (2)

Hypothèses de consommation française dans le scénario Tomorrow as today

COPYRIGHT@PÖYRY

Consommation française – Middle of the road

44

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

2019 2018

165

444

277

164

441

275

163

438

273

162

435

271

161

432

269

160

429

267

159

426

266

158

423

264

157

420

262

156

418

260

154

259

153

412

257

152

409

TWh

-0,7% +0,2% (1)

415

2020

285

168

453

285

169

454

286

170

456

2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038

286

170

456

286

170

456

284

169

453

282

168

450

280

166

447

278

Consommation du PEG Sud Consommation du PEG Nord (2)

Hypothèses de consommation française dans le scénario Middle of the road



COPYRIGHT@PÖYRY

Consommation française – EU golden age of gas

45

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

TWh +0,2% (1) 0,0%

2038

456

286

170

2037

456

286

170

2036

456

286

170

2035

456

286

170

2034

456

286

170

2033

456

286

170

2032

456

286

170

2031

456

286

170

2030

456

286

170

2029

456

286

170

2028

456

286

170

2027

456

286

170

2026

456

286

170

2025

456

286

170

2024

456

286

170

2023

456

286

170

2022

456

286

170

2021

456

286

170

2020

456

286

170

2019

454

285

169

2018

453

285

168

Consommation du PEG Nord (2) Consommation du PEG Sud

Hypothèses de consommation française dans le scénario EU golden age of gas



COPYRIGHT@PÖYRY 46

Marché du GNL – Changements d’ici 2018

Les hypothèses du scénario Tomorrow as today induisent une

augmentation des capacités de liquéfaction supérieures à

l’accroissement de demande GNL en Asie entre 2012 et 2018

• Dans le scénario Tomorrow as today,

les capacités de production de GNL

augmentent entre 2012 et 2018 à un

rythme plus important que la demande

de GNL asiatique

• De nombreux nouveaux trains de GNL

vont être opérationnels dans les

prochaines années (voir slide suivante)

• L’augmentation de la demande

asiatique en GNL (+76bcm) n’est pas

aussi forte que l’augmentation des

exports GNL (+88)

Commentaires Hypothèses Tomorrow as Today

444475

0

200

400

600

2018 2012

Bcm

Demande gaz Europe

295219

0

200

400

600

+76

2018

Bcm

2012

Demande GNL Asie

431343

0

200

400

600 +88

Bcm

2018 2012

Export GNL mondiaux

COPYRIGHT@PÖYRY 47


Ces changements sont par ailleurs en ligne avec les trains de GNL

prévus pour démarrer leur production d’ici 2018

• De nombreux trains de liquéfaction

sont prévus et en construction entre

2013 et 2018 et vont alimenter le

marché mondial de GNL

• Certaines sources seront directement à

destination de l’Asie (Australie/Asie du

Sud Est) , et libéreront des sources

plus « arbitrables », notamment vers

l’Europe, telles que le GNL provenant

du Moyen-Orient (Qatar, …)

• D’autres pourraient directement trouver

un intérêt à venir en Europe (USA,

Algérie)

Commentaires Augmentation des capacités de liquéfaction

Capacités GNL

additionnelles (Bcm)

Algérie 10,5

Angola 6,8

Australie 56,6

Indonésie -15,4

Malaisie 6,8

Nigéria 9,9

Norvège 1,4

Papoua New Guinea 8,9

USA 10,9

TOTAL 75,4

COPYRIGHT@PÖYRY 48


Une partie de ces capacités additionnelles pourra occasionnellement

trouver des débouchés en Europe, même dans un contexte de demande

asiatique forte

• Les trains de GNL vont viser un

fonctionnement à pleine capacité, compte

tenu:

• De la production fortement

rémunératrice des condensats

associés,

• De l’importance des CAPEX à

couvrir

• De ce fait, si les quantités de GNL produites

saturent le marché asiatique, dont la

demande maintient un prix asiatique élevé, il

y a un effet de « spillover » sur l’Europe de

volumes supplémentaires à un prix

compétitif

• Les volumes de GNL vont donc satisfaire en

priorité et pleinement la demande en Asie au

prix asiatique, ensuite, les producteurs

préfèrent vendre en Europe un surplus de

production au prix Europe, plutôt que de

baisser leur volume de production et ne pas

en tirer de revenu

Commentaires Production de GNL vs demande de GNL hors EU

563

510

431

0

50

100

150

200

250

300

350

400

450

500

550

600

2020

2019

2018

302

2038

501

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

388

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

Demande mondiale de GNL, Europe exclue Production mondiale de GNL

Surplus moyen par an : ~100 bcm, en baisse durant la période

COPYRIGHT@PÖYRY


• Approche

• Résultats

• Conclusions

• Annexes






49

Agenda

COPYRIGHT@PÖYRY 50

Cas d’investissement et coûts – Situation de référence

L’étude définit comme situation de

référence, avant investissement,

le réseau actuel uniquement

complété de l’Arc de Dierrey

Liste des fronts de congestion :

- 2 fronts de congestion sensibles

Nord-Sud successifs

- 1 front de congestion additionnel

Sud-Est

Sans investissement, la liaison Nord-Sud peut supporter un flux de gaz

limité, à cause de 2 fronts de congestion N-S successifs et d’un S-E

additionnel


COPYRIGHT@PÖYRY

Cas d’investissement et coûts – Val de Saône seul

51

Val de Saône est un projet de doublement d’artère ayant pour objectif

d’apporter plus de gaz en région lyonnaise, enlevant la congestion la

plus au Nord


Val de Saône

Coûts

Réseau

Maturité

-

-

Capex

Opex

GRTgaz

TIGF

Val de Saône :

• Env 200 km de

canalisation en DN 1200

• 3 interconnexions et une

nouvelle compression

650 M€

20,1 M€/an

COPYRIGHT@PÖYRY

Cas d’investissement et coûts – Eridan seul

52

Eridan est également un projet de doublement d’artère permettant

d’alimenter la région de Marseille, et de lever la congestion la plus au

Sud


Eridan

Coûts

Réseau

Maturité

-

Etude réseau effectuée

Capex

Opex

GRTgaz

TIGF

Eridan :

• 220 km de canalisation

en DN 1200 en zone

contrainte

• 2 interconnexions

620 M€

15,4 M€/an

COPYRIGHT@PÖYRY

Cas d’investissement et coûts – Val de Saône + Eridan

53

Un scénario avec Val de Saône combiné avec Eridan a été envisagé,

permettant de lever les 2 fronts de congestion


Val de Saône

Eridan

Coûts

Réseau

Maturité Etude réseau effectuée

Capex

Opex

GRTgaz

TIGF

• Env 200 km de

canalisation en DN 1200

• 3 interconnexions et une

nouvelle compression

• 220 km de canalisation en

DN 1200

• 2 interconnexions

1270 M€

35,5 M€/an

COPYRIGHT@PÖYRY

Cas d’investissement et coûts – Val de Saône + Gascogne/ Midi

54

Un travail commun mené entre TIGF et GRTgaz a permis d’identifier une

alternative pour acheminer des flux Nord-Sud additionnels en passant

par le couloir Ouest, levant également les 2 congestions


Val de Saône

Gascogne/ Midi

Coûts

Réseau

Maturité

2 options :

• Soit 60 km de DN 800 à

85 bars

• Soit 28 km de DN 800 à

85 bars + une

compression additionnelle

à Lias (10 MW)

Etude complémentaire en

cours

Capex

Opex

GRTgaz

TIGF

• Val de Saône

• Rénovation de la station

de la Bégude

• Adaptation de la station

de Saint-Martin de Crau

860 M€

21,1 M€/an

COPYRIGHT@PÖYRY


• Approche

• Résultats

• Conclusions

• Annexes




o Tomorrow as today

o Middle of the road

o EU golden age of gas



55

Agenda

COPYRIGHT@PÖYRY 56

Tomorrow as today – Spread Nord-Sud

Dans le scénarios Tomorrow as Today, les spreads vont croissant sans

investissement, et sont annulés par le cas d’investissement Val de

Saône + Gascogne/ Midi

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

€/MWh

2025

2024

2023

2022

2026

2020

2019

2021

Spread Nord-Sud

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

2024

2033

2025

2029

2028

2035

2038

2036

2037

2030

2031

2032

2022

€/MWh

2027

2020

2019

2034

2023

2021

2026

Sans investissement Avec Val de Saône + Gascogne/ Midi

COPYRIGHT@PÖYRY 57

Tomorrow as today – Impact des investissements

Les investissements ont un impact légèrement à la hausse sur le PEG

Nord et à la baisse sur le PEG Sud

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

€/MWh

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2038

2037

2024

2023

2022

2021

2020

2019

Spread Nord-Sud

-4,0

-3,5

-3,0

-2,5

-2,0

-1,5

-1,0

-0,5

0,0

0,5

1,0

€/MWh

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

Impact des investissements sur le PEG Sud

Impact des investissements sur le PEG Nord


COPYRIGHT@PÖYRY 58

Tomorrow as today – Flux annuels 2022

En 2022, Val de Saône + Gascogne/ Midi permet d’acheminer 65 TWh

supplémentaires du Nord vers le Sud, pour remplacer principalement

des livraisons à Fos

GNL Nord

(Mt, Dk)

12 TWh

Pipe Sud

(Espagne)

21 TWh

Nord/Sud

105 TWh

GNL Sud

(Fos)

86 TWh

286 TWh

170 TWh

XX TWh Consommation

Pipes Nord

(Be, De, Dk, Ch)

379 TWh

GNL Nord

(Mt, Dk)

30 TWh

Pipe Sud

(Espagne)

32 TWh

Nord/Sud

171 TWh

GNL Sud

(Fos)

31 TWh

286 TWh

170 TWh

Pipes Nord

(Be, De, Dk, Ch)

427 TWh


Stock Nord

Inj / sout

45 TWh

Stock Nord

Inj / sout

45 TWh

Stock Sud

Inj / sout

35 TWh

Stock Sud

Inj / sout

45 TWh

COPYRIGHT@PÖYRY 59

Tomorrow as today – Flux mensuels 2022

Le principal impact de cet investissement sur les flux est visible en été

…

PE

G N

ord

L

iais

on N

ord

-Su

d

PE

G S

ud

2.000

1.000

0

GWh/j

Pipe Nord GNL Nord Soutirage Stockage

0

200

400

600

800

Nord-Sud

1.000

500

0

-500

S A J J M A M F J D N O

Pipe Sud (Fr-Es) GNL Sud (Fos)

2.000

1.000

0

GWh/j

0

200

400

600

800


1.000

500

0

-500


COPYRIGHT@PÖYRY 60

Tomorrow as today – Prix mensuels 2022

… comme son impact sur les prix

30

29

28

27

26

25

24

0

31

€/MWh


PEG Sud PEG Nord


24

0

31

30

29

28

27

26

25

€/MWh

A J J M A M F J D N O S

COPYRIGHT@PÖYRY 61

Tomorrow as today – Flux annuels 2030




GNL Nord

(Mt, Dk)

21 TWh

Pipe Sud

(Espagne)

12 TWh

Nord/Sud

100 TWh

GNL Sud

(Fos)

62 TWh

XX TWh Consommation

Pipes Nord

(Be, De, Dk, Ch)

334 TWh

GNL Nord

(Mt, Dk)

29 TWh

Pipe Sud

(Espagne)

21 TWh

Nord/Sud

131 TWh

GNL Sud

(Fos)

42 TWh

Pipes Nord

(Be, De, Dk, Ch)

356 TWh


Stock Nord

Inj / sout

45 TWh

Stock Nord

Inj / sout

40 TWh

Stock Sud

Inj / sout

35 TWh

Stock Sud

Inj / sout

40 TWh

255 TWh

151 TWh

255 TWh

151 TWh

COPYRIGHT@PÖYRY

Tomorrow as today – Flux mensuels 2030


…

2.000

1.000

0

GWh/j

Pipe Nord GNL Nord Soutirage stockage

0

200

400

600

800

Nord-Sud

1.500

1.000

500

0

GWh/j

0

200

400

600

800

PE

G N

ord

L

iais

on N

ord

-Su

d

PE

G S

ud


62

0

500

-500

1.000

M F J D N O A J S A M J

500

1.000

-500

0

A O A J N M J S M D J F

GNL Sud (Fos) Pipe Sud (Fr-Es)

COPYRIGHT@PÖYRY 63

Tomorrow as today – Prix mensuels 2030


28

27

26

0

33

32

31

30

29

€/MWh


PEG Sud PEG Nord


28

27

26

0

33

32

31

30

29

€/MWh


COPYRIGHT@PÖYRY


• Approche

• Résultats

• Conclusions

• Annexes




o Tomorrow as today





64

Agenda

COPYRIGHT@PÖYRY 65

Middle of the road – Spread Nord-Sud

Dans le scénarios Middle of the road, les spreads sont plus faibles que

dans le scénario précédent, et sont également annulés par le cas

d’investissement Val de Saône + Gascogne/ Midi

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

€/MWh

2025

2024

2023

2022

2026

2020

2019

2021

Spread Nord-Sud

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

2024

2033

2025

2029

2028

2035

2038

2036

2037

2030

2031

2032

2022

€/MWh

2027

2020

2019

2034

2023

2021

2026


COPYRIGHT@PÖYRY 66

Middle of the road – Impact des investissements

Les investissements ont un impact légèrement à la hausse sur le PEG

Nord et à la baisse sur le PEG Sud

0,0

0,5

1,0

1,5

2,0

2,5

3,0

3,5

4,0

4,5

€/MWh

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2038

2037

2024

2023

2022

2021

2020

2019

Spread Nord-Sud

-4,0

-3,5

-3,0

-2,5

-2,0

-1,5

-1,0

-0,5

0,0

0,5

1,0

€/MWh

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

Impact des investissements sur le PEG Sud

Impact des investissements sur le PEG Nord


COPYRIGHT@PÖYRY 67

Middle of the road – Flux annuels 2022




GNL Nord

(Mt, Dk)

53 TWh

Pipe Sud

(Espagne)

21 TWh

Nord/Sud

101 TWh

GNL Sud

(Fos)

90 TWh

286 TWh

170 TWh

XX TWh XX TWh Consommation

Pipes Nord

(Be, De, Dk, Ch)

327 TWh

GNL Nord

(Mt, Dk)

53 TWh

Pipe Sud

(Espagne)

19 TWh

Nord/Sud

117 TWh

GNL Sud

(Fos)

72 TWh

286 TWh

170 TWh

Pipes Nord

(Be, De, Dk, Ch)

344 TWh


Stock Nord

Inj / sout

45 TWh

Stock Nord

Inj / sout

45 TWh

Stock Sud

Inj / sout

40 TWh

Stock Sud

Inj / sout

45 TWh

6 TWh

Production de gaz non-conventionnel

6 TWh

COPYRIGHT@PÖYRY

Middle of the road – Flux mensuels 2022


…

2.000

1.000

0

GWh/j


0

200

400

600

Nord-Sud

2.000

1.000

0

GWh/j

0

200

400

600

PE

G N

ord

L

iais

on N

ord

-Su

d

PE

G S

ud


68

1.000

500

0

-500


1.000

500

0

-500



COPYRIGHT@PÖYRY 69

Middle of the road – Prix mensuels 2022


29

28

24

23

26

30

25

0

27

€/MWh

S A J N F M A M J O D J

PEG Sud PEG Nord


0

26

23

28

29

24

30

25

27

€/MWh

A M F J D N O S A J J M

COPYRIGHT@PÖYRY 70

Middle of the road – Flux annuels 2030




GNL Nord

(Mt, Dk)

52 TWh

Pipe Sud

(Espagne)

10 TWh

Nord/Sud

85 TWh

GNL Sud

(Fos)

87 TWh

271 TWh

161 TWh

Pipes Nord

(Be, De, Dk, Ch)

286 TWh

GNL Nord

(Mt, Dk)

62 TWh

Pipe Sud

(Espagne)

9 TWh

Nord/Sud

99 TWh

GNL Sud

(Fos)

72 TWh

271 TWh

161 TWh

Pipes Nord

(Be, De, Dk, Ch)

291 TWh


Stock Nord

Inj / sout

45 TWh

Stock Nord

Inj / sout

45 TWh

Stock Sud

Inj / sout

35 TWh

Stock Sud

Inj / sout

45 TWh

18 TWh 18 TWh

XX TWh XX TWh Consommation Production de gaz non-conventionnel

COPYRIGHT@PÖYRY 71

Middle of the road – Flux mensuels 2030

1.000

0

500

1.500

GWh/j


-200

0

200

400

600

Nord-Sud

1.500

1.000

500

0

GWh/j

-200

0

200

400

600

PE

G N

ord

L

iais

on N

ord

-Su

d

PE

G S

ud


1.000

500

0

-500


-500

1.000

500

0

J M A A S J F M J D N O



…

COPYRIGHT@PÖYRY 72

Middle of the road – Prix mensuels 2030


27

32

29

30

31

33

0

34

28

J J M A M F J D N O

€/MWh

A S

PEG Sud PEG Nord


34

28

31

29

30

0

27

32

33

A M F J D N O A S

€/MWh

J M J

COPYRIGHT@PÖYRY


• Approche

• Résultats

• Conclusions

• Annexes




o Tomorrow as today





73

Agenda

COPYRIGHT@PÖYRY 74

EU golden age of gas – Spread Nord-Sud

Dans le scénario Eu golden age of gas, les spreads Nord-Sud sont nuls

avec ou sans investissement

0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

€/MWh

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

Spread Nord-Sud


0,0

0,1

0,2

0,3

0,4

0,5

0,6

0,7

0,8

0,9

1,0

€/MWh

2038

2037

2036

2035

2034

2033

2032

2031

2030

2029

2028

2027

2026

2025

2024

2023

2022

2021

2020

2019

COPYRIGHT@PÖYRY 75

EU golden age of gas – Flux annuels 2022

Dans ce scénario, l’investissement ne change pas les flux, puisque les

prix des zones Nord et Sud ont déjà convergé de facto

GNL Nord

(Mt, Dk)

75 TWh

Pipe Sud

(Espagne)

21 TWh

Nord/Sud

81 TWh

GNL Sud

(Fos)

110 TWh

Pipes Nord

(Be, De, Dk, Ch)

276 TWh


GNL Nord

(Mt, Dk)

75 TWh

Pipe Sud

(Espagne)

21 TWh

Nord/Sud

81 TWh

GNL Sud

(Fos)

110 TWh

Pipes Nord

(Be, De, Dk, Ch)

276 TWh

Stock Nord

Inj / sout

45 TWh

Stock Nord

Inj / sout

45 TWh

Stock Sud

Inj / sout

45 TWh

Stock Sud

Inj / sout

45 TWh

286 TWh

16 TWh

170 TWh

286 TWh

16 TWh

170 TWh


COPYRIGHT@PÖYRY 76

EU golden age of gas – Flux mensuels 2022



PE

G N

ord

P

EG

No

rd

PE

G N

ord

1.500

1.000

500

0

GWh/j


0

100

200

300

400

Nord-Sud


1.000

500

0

-500



1.500

1.000

500

0

GWh/j

0

100

200

300

400

1.000

500

0

-500


COPYRIGHT@PÖYRY 77

EU golden age of gas – Prix mensuels 2022

Dans ce scénario, l’investissement ne change pas les prix des zones

Nord et Sud : ils ont déjà convergé de facto

24

30

0

31

29

28

26

27

25

J M A M F J D N O S

€/MWh

J A

PEG Sud PEG Nord


25

24

30

29

28

27

0

26

31

J J M A M F J D N O

€/MWh

A S

COPYRIGHT@PÖYRY 78

EU golden age of gas – Flux annuels 2030

GNL Nord

(Mt, Dk)

110 TWh

Pipe Sud

(Espagne)

10 TWh

Nord/Sud

35 TWh

GNL Sud

(Fos)

145 TWh

286 TWh

170 TWh

Pipes Nord

(Be, De, Dk, Ch)

170 TWh


GNL Nord

(Mt, Dk)

110 TWh

Pipe Sud

(Espagne)

10 TWh

Nord/Sud

35 TWh

GNL Sud

(Fos)

145 TWh

286 TWh

170 TWh

Pipes Nord

(Be, De, Dk, Ch)

170 TWh

Stock Nord

Inj / sout

45 TWh

Stock Nord

Inj / sout

45 TWh

Stock Sud

Inj / sout

45 TWh

Stock Sud

Inj / sout

45 TWh

45 TWh 45 TWh




COPYRIGHT@PÖYRY 79

EU golden age of gas – Flux mensuels 2030 P

EG

No

rd

PE

G N

ord

P

EG

No

rd

1.500

1.000

500

0

GWh/j


-200

-100

0

100

200

300

Nord-Sud


1.000

500

0

-500



1.500

1.000

500

0

GWh/j

-200

-100

0

100

200

300

1.000

500

0

-500




COPYRIGHT@PÖYRY 80

EU golden age of gas – Prix mensuels 2030

Dans ce scénario, l’investissement ne change pas les prix des zones

Nord et Sud : ils ont déjà convergé de facto

0

31

32

33

27

29

34

30

28

€/MWh

M A M F J D N O S A J J

PEG Sud PEG Nord


34

28

30

0

32

31

29

27

33

J J M A M F J D N O

€/MWh

A S

COPYRIGHT@PÖYRY


• Approche

• Résultats

• Conclusions

• Annexes






81

Agenda

COPYRIGHT@PÖYRY

@ 330 GWh/j @ 700 GWh/j

82

Impact sur les prix de gros en France – Méthode 1 PEG Nord

Illustration

€/MWh

MWh

Δflux N-S

330-700

ΔP

330-700 Impact du ΔP sur les conso Nord

L’augmentation du flux Nord-Sud induit une augmentation du prix

marginal au Nord qui est appliqué aux consommations Nord

Consommations

Prix

• Pour chaque scénario de marché, le modèle Pöyry

estime le prix marginal moyen mensuel au PEG Nord

pour les niveaux de Nord-Sud sans investissement et

avec Saône + Gascogne/ Midi

• Le delta de prix marginal est appliqué à la prévision

de consommation moyenne mensuelle de la zone

Nord

• Ce produit mensuel est ensuite sommé annuellement

et actualisé sur les 20 ans

Eléments de calcul

COPYRIGHT@PÖYRY 83

Impact sur les prix de gros en France – Méthode 1 PEG Sud

L’augmentation du flux Nord-Sud induit une baisse du prix marginal au

Sud qui est appliqué aux consommations Sud


estime le prix marginal moyen mensuel au PEG Sud




de consommation moyenne mensuelle de la zone

Sud



Eléments de calcul

@ 330 GWh/j @ 700 GWh/j

Illustration

€/MWh

MWh

Δflux N-S

330-700

Impact du ΔP sur les conso Sud

Prix

Consommations

COPYRIGHT@PÖYRY 84

Impact sur les prix de gros en France – Méthode 2

L’augmentation du flux Nord-Sud induit le remplacement de gaz cher au

Sud par du gaz moins cher au Nord : le flux est donc valorisé au spread

Nord-Sud


estime le spread Nord-Sud sans investissement,

ainsi que les quantités additionnelles de gaz

déplacées entre Nord et Sud

• Un produit mensuel de ces deux valeurs est ensuite

sommé annuellement et actualisé sur les 20 ans

Eléments de calcul Illustration

Spread = Prix

PEG Sud – Prix

PEG Nord

Surplus de gaz déplacé

du Nord vers le Sud

entre les cas avec et

sans investissement

COPYRIGHT@PÖYRY 85

Impact sur les primes de risques PEG Sud – Volatilité du spread

L’augmentation du flux Nord-Sud induit une diminution des primes de

risques liées à la volatilité du spread Nord-Sud

• Pour le scénario Tomorrow as Today, on se base sur

l’année gazière 2012-2013, illustrant une situation post-

Fukushima. La variabilité du spread Nord-Sud observée

est importante autour de sa valeur moyenne (1,61

€/MWh), la prime nécessaire pour couvrir ce risque est

estimée à environ 0,25 €/MWh

• Pour le scénario EU Golden age of gas, les prix

convergent de facto, la prime est donc de 0 €/MWh

• Pour le scénario Middle Of the Road, on fait l’hypothèse

que le gain se situe entre les 2 valeurs calculées

précédemment, soit 0,13 €/MWh

• La disparition du spread due à la solution retenue donne

lieu à la disparition du mark-up associé, qui est appliqué à

la prévision de consommation moyenne mensuelle de la

zone Sud

• Ce produit mensuel est ensuite sommé annuellement et

actualisé sur les 20 ans


-2

-1

0

1

2

3

4

5

6

7

100% 0%

Monotone du spread Nord-Sud (2012-2013) €/MWh

Source : Powernext EOD ; analyse Pöyry Management Consulting

spreads journaliers

moyenne annuelle

€/MWh

Scénario

Tomorrow

as Today

Scénario

EU Golden

age of gas

Scénario

Middle of the

Road

Gains Sud 0,25 0 0,13

Baisse de la volatilité du spread Nord-Sud

COPYRIGHT@PÖYRY 86

Impact sur les primes de risques PEG Sud/Nord – Liquidité

L’augmentation du flux Nord-Sud induit une diminution des primes de

risques liées à la liquidité du Sud et du Nord

• Pour le scénario Tomorrow as Today, on se base sur

l’année gazière 2012-2013, illustrant une situation post-

Fukushima. Le spread bid-ask day-ahead est de 0,17

€/MWh au Nord, et du double au Sud. L’alignement du

spread PEG Unique sur le niveau actuel du PEG Nord

apporte un gain minimum de 0,17 €/MWh.

• Pour le scénario EU Golden age of gas, on se base sur

l’année gazière 2010-2011, illustrant une situation pré-

Fukushima, avec du GNL massif en Europe. Le spread

bid-ask day-ahead était de 0,12 €/MWh au Nord et de

0,18 €/MWh au Sud. Le gain est estimé pour ces

scénarios à 0,06 €/MWh.

• Pour le scénario Middle Of the Road, on fait l’hypothèse

que le gain se situe entre les 2 valeurs calculées

précédemment, soit 0,13 €/MWh

• Ces gains sont appliqués à la consommation de la zone

Sud

• Une hypothèse conservatrice d’un PEG unique apportant

un gain de 0,02 €/MWh par rapport au PEG Nord actuel

est prise et appliquée à la prévision de consommation

moyenne mensuelle de la France

• Ces produits mensuels sont ensuite sommés

annuellement et actualisés sur les 20 ans


Spread bid-ask sans investissement

Alignement du spread PEG Unique sur l’actuel PEG Nord

Amélioration du spread PEG Unique < PEG Nord actuel

Source : (1) Heren, moyenne sur les année gazières respectives ; (2) Acteurs de marché au 29 octobre 2013 ; Analyse Pöyry Management Consulting

€/MWh Day-Ahead

2010-2011(1)

Day-Ahead

2012-2013(1)

Nov

13(2)

Cal

14(2)

PEG Nord 0,12 0,17 0,13 0,35

PEG Sud 0,18 0,34 0,9 ~ 2

€/MWh

Scénario

EU Golden

age of gas

Scénario

Tomorrow

as Today

Scénario

Middle of the

Road

PEG Unique 0,12 0,17

Gains Sud 0,06 0,17 0,13

€/MWh Tous les scénarios

Gains FR 0,02

COPYRIGHT@PÖYRY 87

Impact sur le marché espagnol – Consommations

L’augmentation du flux Nord-Sud induit une baisse du prix marginal en

Espagne qui est appliqué aux consommations espagnoles


estime le prix marginal moyen mensuel en Espagne




de consommation moyenne mensuelle en Espagne,

à 100%



Eléments de calcul

@ 330 GWh/j @ 700 GWh/j

Illustration

€/MWh

MWh

Δflux Fr-Es

330-700

Impact du ΔP sur les conso Espagne

Prix

Espagne

ΔP

330-700

Consommations

COPYRIGHT@PÖYRY 88

Impact sur le marché français/ espagnol – Arbitrages GNL

L’augmentation du flux Nord-Sud induit une augmentation des revenus

d’arbitrage du GNL en France et en Espagne

Illustration


estime les émissions de GNL dans les terminaux

français, ainsi que les exports supplémentaires vers

l’Espagne, libérant des volumes de GNL avec

l’investissement Val de Saône + Gascogne/ Midi

• Ces volumes de GNL livrés en moins en France ou

en Espagne sont envoyés en Asie au prix asiatique

• 50% de ce montant est retenu, afin de ne pas

prendre en compte la part de marge captée par le

producteur de GNL

• Ces produits mensuels sont ensuite sommés

annuellement et actualisés sur les 20 ans

Eléments de calcul

GNL arbitré GNL avec

investissement

GNL sans

investissement

Volumes

Prix

Marge attribuée au Midstreamer

Producteur GNL Midstreamer

50% 50%

Pays Prix appliqué

France Prix Asie – Prix PEG Sud (sans invest)(1)

Espagne Prix Asie – Prix Espagne (sans invest) (1)

(1) Afin d’éviter une double comptabilisation des gains

COPYRIGHT@PÖYRY 89

Actualisation utilisée

Taux d'actualisation

Coûts Opex

Taux sans risque, appliqué à des

gains pour la collectivité :

3,00%

Gains Nord

Gains Sud

Pertes mécanismes contractuels

Gains Conso Es

Gains Volatilité

Gains Liquidité

Gains d'arbitrage GNL France Taux acceptable pour un opérateur

privé, rémunérant le risque de ce type

d’activité : 7,25% Gains d'arbitrage GNL Espagne

Deux taux d’actualisation ont été pris en compte : 3% pour l’ensemble

des gains sauf pour les gains d’arbitrage GNL, actualisés à 7,25%

COPYRIGHT@PÖYRY


• Approche

• Résultats

• Conclusions

• Annexes






90

Agenda

COPYRIGHT@PÖYRY

Zoom sur les mécanismes contractuels dans le scénario TaT (1/4)

91

En fin de Tomorrow as today seulement, un ToP sur le gaz pipe

maintenu à 90% et une faible consommation de gaz nécessiteraient des

mécanismes contractuels pour assurer la création d’un PEG unique

Configuration de flux nécessitant des mécanismes

contractuels (1)

• Ces conditions particulières ont été

détectées pendant les mois estivaux

de 3 années sur 20, en fin de période

• Consommation basse (-15%

par rapport à 2018)

• Contrainte de ToP à 90%

amenant beaucoup de gaz pipe

en France (toute l’année)

• Emission de GNL dans aucun

des terminaux (toute l’année)

• De forts flux France vers

Espagne

Commentaires

GNL Sud Interconnexion

France-Espagne

GNL Nord

175 GWh/j

0 GWh/j

(1) Exemple du mois de juin 2032

Liaison

Nord-Sud

0 GWh/j

Fin de période

Pipe Nord

1670 GWh/j

COPYRIGHT@PÖYRY 92


Flux nécessaire et possible pour les années 2031 à 2033 Commentaires

0

100

200

300

400

500

600

700

Octo

bre

GWh/j F

évrier

Mars

Novem

bre

Août

Décem

bre

Avril

Septe

mbre

Janvie

r

Juill

et

Juin

Mai

Flux Nord-Sud nécessaire pour le PEG unique

Flux Nord-Sud possible avec investissement

Déficit de gaz au

Sud à traiter par

mécanismes

contractuels

Afin d’assurer le maintien d’un PEG unique, le déficit de gaz dans le

Sud s’élèverait à 18 TWh/an environ, concentré sur 3 mois estivaux

• Les flux Nord vers Sud

estivaux (mai, juin, juillet)

seraient limités à 500 GWh/j

au lieu des 700 nécessaires

pour annuler le spread Nord-

Sud du fait de l’atteinte d’une

congestion au Nord du réseau

• Le déficit de gaz au Sud

résultant serait d’environ 18

TWh/an

COPYRIGHT@PÖYRY


93

Les mécanismes peuvent être de deux types, et coûteraient entre 50 et

70 M€/an actualisés en 2019

Mécanismes de marché Mécanismes administrés

Description

2 options sont possibles :

• Flow commitments dans un des 3 terminaux

méthaniers

• Achat de gaz ou de capacité rebours à la

frontière France-Espagne

Occurrence 3 années sur 20 ans, certains mois

Coûts

Volumes :

Déficit de gaz au

Sud

18 TWh/an

Prix unitaire :

Prix Asie

+ 6 €/MWh par rapport

au prix France

Coût annuel ~ 110 M€2032/an

~ 70 M€2019/an

Impact

consommateur

français

Fort (- -)

Impact

consommateur

espagnol

Neutre (0)

Description

• Transformation de capacités fermes en

capacités conditionnelles (France vers

Espagne) et interruption de la capacité selon

occurrence (1)

Occurrence 3 années sur 20 ans, certains mois

Coûts

Volumes :

Déficit de gaz au

Sud

16 TWh/an

Prix unitaire :

Delta de prix

Espagne-France

+ 1,5 €/MWh par rapport

au prix France

Coût annuel (2) ~ 38 M€2032/an

~ 25 M€2019/an

Impact

consommateur

français

Neutre (0)

Impact

consommateur

espagnol

Neutre (0)

(1) Limité à 175 GWh/j ; (2) Coût moyen pondéré de 175 GWh/j en administré + volumes potentiels supplémentaires en marché

COPYRIGHT@PÖYRY


94

Un ToP pipe à 80% au lieu de 90%, toutes choses égales par ailleurs,

rend inutile le recours à des mécanismes contractuels

Configuration de flux ne nécessitant pas de

mécanismes contractuels (1)

• La configuration nécessitant des

mécanismes contractuels n’apparait

pas si l’une des deux contraintes est

levée:

• ToP sur le gaz pipe relaxé

faiblement de 90% à 80%

• Consommation légèrement

supérieure, appelant des

quantités de gaz

supplémentaires et donc du

GNL

Commentaires

GNL Sud Interconnexion

France-Espagne

GNL Nord

35 GWh/j

0 GWh/j

(1) Exemple du mois de juin 2032

Liaison

Nord-Sud

150 GWh/j

Fin de période

Pipe Nord

1150 GWh/j

Documents

Analyse coûts/bénéfices des investissements dans les ... · spread de prix du GNL Europe Contexte Objectifs de l’étude Y a-t-il un intérêt économique à rapprocher les 2