Le rôle de la CRE dans le marché gazier français

Florence DUFOURCommission de Régulation de l’Energie

CPDP - 9 Septembre 2010 – Fos sur Mer

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Agenda

• Le contexte

• Le rôle de la CRE

• Régime exempté et régulé

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Les caractéristiques du marché français

Principales caractéristiques du marché français :

– un marché ouvert à tous les clients depuis juillet 2007 ;

– un accès aux réseaux de transport et de distribution de gaz ainsi qu’aux terminaux méthaniers dit régulé ;

– des gestionnaires d’infrastructures juridiquement séparés et indépendants des fournisseurs ;

– un régulateur indépendant et doté de réels pouvoirs, garant du bon fonctionnement du marché au bénéfice du consommateur.

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Le marché du gaz naturel en France au 30 juin 2010

11,5 millions de sites éligibles consomment ~ 500 TWh de gaz par an.La consommation de 94 % des gros sites industriels, 43 % des clients professionnels et 11 % des clients domestiques se fait hors contrats réglementés,et respectivement 33 % des industriels, 14 % des professionnels et 5 % des domestiques ont choisi un fournisseur alternatif.La part de marché des fournisseurs alternatifs est de 18 % en quantité de gaz et 7% en nombre de clients.

51% en offre de marché

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La chaine gazière

Exploration / Production

Le gaz naturel provient de gisements terrestres ou marins (off shore). Il est importé principalement de Norvège,

des Pays-Bas, de Russie et d’Algérie.

Transport

Le gaz naturel est transporté soit par un réseau de gazoducs

terrestres ou maritimes, soit par navires méthaniers (GNL).

Stockage

Le gaz naturel est stocké à plusieurs centaines de mètres sous terre dans des réservoirs.

Ceci permet de répondre à la demande des clients (hiver).

Distribution

Le gaz naturel est acheminé jusqu’aux clients finals.

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Agenda

• Contexte

• Le rôle de la CRE

• Régime exempté et régulé

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Qui est la CRE ?

Création :

• La CRE a été créée par la loi du 10 février 2000 transposant la directive de 1996 (électricité) dans le cadre de l’ouverture à la concurrence du marché de l’électricité.

• La loi du 3 janvier 2003 transposant la directive de 1998 (gaz) a élargi les pouvoirs de la CRE au secteur du gaz.

• La CRE comprend un collège (9 commissaires), des services et un comité de règlement des différends et des sanctions.

Statut :

• La CRE dispose d’un statut indépendant garanti par l'article 35 de la loi du 10 février 2000 :

– qui exige des agents et des membres de la CRE d'agir en toute impartialité et proscrit toute instruction du gouvernement ou de tout tiers.

– qui impose une obligation de secret professionnel.

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Le rôle de la CRE

La mission de la CRE

« La CRE concourt, au bénéfice des consommateurs finals, au bon fonctionnement des marchés de l'électricité et du gaz naturel.

Elle veille, en particulier, à ce que les conditions d'accès aux réseaux de transport et de distribution d'électricité et de gaz naturel n'entravent pas le développement de la concurrence… »

Ses pouvoirs pour le secteur du gaz :

Elabore des tarifs d'accès aux réseaux de transport, de distribution et aux terminaux méthaniers ;

Approuve / fixe les règles d'accès aux infrastructures ;

Approuve les investissements des transporteurs ;

Règle les différends relatifs aux infrastructures gazières ;

Veille à l'absence de subventions croisées ;

Surveille les marchés de gros.

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La consommation de gaz naturel s’est fortement développée ces 20 dernières années pour la France comme pour l’Europe = 1/4 de l’énergie primaire consommée :

Progression de la demande en gaz naturel + 49%

Dépendance croissante de l’Union européenne aux importations de gaz naturel

Le déclin de ses réserves propres a conduit l’Europe à accroître les importations de gaz, qui représentent 61% de sa consommation.

Les réserves européennes diminuent rapidement depuis 10 ans (40% aujourd’hui contre 55% en 1990).

La diversification des sources et des voies d’approvisionnement qui passe par la construction de nouveaux gazoducs et le développement du gaz naturel liquéfié (GNL) est un enjeu majeur. Ces axes sont complémentaires des mesures d’efficacité énergétique qui devraient permettre de stabiliser la consommation à horizon 2020.

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Projets de terminaux méthaniers en Europe

Terminaux existants

Terminaux en construction

Terminaux en études

Le développement du GNL contribue à la diversification des approvisionnements et offre davantage de flexibilité que les gazoducs.

Aujourd’hui, le GNL représente 12% des importations en gaz de l’UE (28% en France / 62% en Espagne).

La France, l’Espagne et le RU reçoivent l’essentiel du GNL arrivant en Europe.

De nombreux projets de terminaux méthaniers sont à l’étude dans toute l’Europe. Les capacités pourraient être doublées d’ici à 2015.

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Approvisionnement en gaz de la France

GRTgaz

GRTgaz

RUSSIE

16%

NORVEGE 33%

ALGERIE

16%

PAYS-BAS

17%

Source : Ministère de l’Ecologie, de l’Energie, du Développement durable et de la Mer, Statistiques Gaz Naturel 2009

COURT TERME

6%

• La France importe 98% du gaz qu’elle consomme.

• Le Gaz Naturel Liquéfié (GNL) représente ~ 30% de la consommation de gaz.

AUTRES LONG TERME ET COURT TERME

(dont Egypte, Nigeria, Qatar) 12%

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L’importance des investissements dans les infrastructures gazières

La CRE a le pouvoir d’approbation des investissements des opérateurs de transport.Pour les investissements des opérateurs de terminaux, la CRE n’a pas de pouvoir d’approbation. Les

projets reposent sur la volonté d’investir de groupes privés.

Le développement des infrastructures et en particulier des terminaux méthaniers est fondamental pour :

• la mise en concurrence de différentes sources de gaz. Cela concourt à la liquidité des marchés permettant une bonne concurrence

Le marché français est divisé en 3 places de marché (3 zones de transport).

En Juin 2010 : 64 expéditeurs actifs chez GRTgaz et 21 chez TIGF (contre 36 et 13 fin 2007), 7 chez Elengy et 2 chez STMFC.

De nombreux clients finals choisissent une offre de marché.

• le renforcement de la sécurité d’approvisionnement

Diversification des sources d’approvisionnement permettant de ne pas dépendre d’un seul pays producteur

PEG Nord

PEG Sud

PEG Sud-Ouest

PEG Nord

PEG Sud

PEG Sud-Ouest

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• Contexte

• Le rôle de la CRE

• Régime exempté et régulé

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Régime régulé à l’accès des tiers : Fos Tonkin

Tarifs et accès négociés• Toutes les infrastructures gazières(*) existantes lors de l’ouverture des marchés soumises à ce

régime. Les règles et les tarifs d’accès sont proposés par la CRE aux ministres de l’énergie et de l’économie.

• L’accès pour les fournisseurs à ces infrastructures se fait donc de façon transparente et non discriminatoire (même conditions pour tous).

• Le tarif en vigueur a mis en place un cadre de régulation donnant de la visibilité tarifaire et incitant à l’investissement afin d’encourager le développement de nouvelles capacités. Ceci répondait aux attentes :

• de l’investisseur : « pour prendre une décision d’investissement, j’ai besoin d’une visibilité sur 20 ans ».

• du fournisseur souscrivant des capacités : «Il m’est plus facile de prendre un engagement lorsque je connais le tarif d’accès sur 20 ans ».

Le projet d’investissement concernant la pérennité de Fos Tonkin se fait dans ce cadre : décision d’Elengy et prise en compte dans le futur tarif.

(*) Hors les stockages souterrains de gaz naturel

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Régime exempté de l’accès des tiers : Fos Faster

• Afin de permettre le développement de nouvelles infrastructures, la loi prévoit pour le porteur de projet la possibilité de demander une dérogation au régime régulé. Si une exemption est accordée, les règles et les tarifs d’accès au terminal sont définis par l’opérateur du terminal.

• Après une analyse au cas par cas, une dérogation peut être accordée sous réserve du respect de 5 critères visant à assurer (conformément à l’article 22 de la directive gaz du 26 juin 2003):

• le renforcement de la concurrence et de la sécurité d’approvisionnement ;

• que l’ investissement ne serait pas réalisé si une dérogation n'était pas accordée ;

• que des droits d’accès sont perçus auprès des utilisateurs de l'infrastructure concernée ;

• la non atteinte à la concurrence au marché intérieur et au réseau auquel l’infrastructure est raccordée ;

• de l’indépendance entre le propriétaire de l’infrastructure et le système auquel elle sera raccordée.

•Un processus encadré :

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Les projets de terminaux méthaniers en France

• Les porteurs des nouveaux projets de terminaux ont tous fait part de leur intention de solliciter une exemption à l’accès des tiers.

• Dans ce contexte, la CRE a travaillé en 2008 avec un groupe de travail(*) sur la régulation des terminaux méthaniers en France, dont l’un des objectifs a été d’examiner les modes de régulation en vigueur en Europe, la place de l’exemption à l’accès des tiers et les modalités de coexistence entre terminaux régulés et exemptés.

• La société Dunkerque LNG a obtenu une exemption de

l’accès des tiers pour son projet de terminal à Dunkerque sous réserve du respect d’un certain nombre de critères (arrêté du 4 mars 2010).

• Le projet d’investissement concernant Fos Faster se fait dans ce cadre : décision de Vopak et Shell, analyse de la future demande d’exemption par la CRE.

(*) présidé par Colette Lewiner et regroupant des experts du marché du gaz naturel liquéfié.

GRTgaz North

Fos Faster

Antifer

Dunkerque

Taisnières H

Obergailbach

Oltingue

GRTgaz South

TIGF

Montoir de Bretagne

Fos Tonkin

Points d’interconnexion

Terminaux méthaniers existants

Terminaux méthaniers en projet

Fos Cavaou

(10-13 Gm3/an)

(9 Gm3/an)

(8 Gm3/an) Prolongation Fos Tonkin

(Après 2014 : 5,5 -7 Gm3/an)

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Merci pour votre attention

www.cre.fr

www.energie-info.fr/

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• Contexte

• Le rôle de la CRE

• Régime exempté et régulé

• Annexes

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Le gaz naturel en France en 2009

• Une grande partie du gaz naturel est utilisée pour le chauffage importance de la modulation saisonnière.

• La France est un pays de transit (Italie et Espagne : 68 TWh en 2008).

• Prévisions de croissance de la demande : +1%/an principalement liée à la production d’électricité.

Source: Ministère français de l’industrie (2008)

• Consommation française en 2009 : 497 TWh (-3,6%) de gaz naturel (~ 45 Gm3).

• Le gaz naturel représente 15% de la consommation en énergie primaire.

• 98% du gaz naturel est importé.

• Le GNL représente entre 29% des approvisionnements.

Origine du gaz naturel (2009)

16%

34%

17%

17%

9%

7%Russie

Norvège

Pays-Bas

Algérie

Autres & indéterminés

contrats de court terme

Source: Ministère français de l’industrie (2009)

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2009 – Mouvements mondiaux de GNL

Importation de GNLSources de production 227,31 bcm

Atlantic Basin 32,9 %

Middle East 27,8 %

Pacific Basin 39,2 %

Asia 62,09 %

Europe 28,82 %

Americas 8,68 %

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Le marché de gros du gaz : Juin 2010Prix des contrats long terme et prix de marchés

5

10

15

20

25

30

35

40

45

janv.

-08

mars

-08

mai-0

8

juil.

-08

sept.-

08

nov.-08

janv.

-09

mars

-09

mai-0

9

juil.

-09

sept.-

09

nov.-09

janv.

-10

mars

-10

mai-1

0

juil.

-10

€/MWh

-20

-15

-10

-5

0

5

10

15

20€/MWh

Diff M+1 NBP - Contrat russe M+1 PEG Nord M+1 NBPNBP Y+1 Russie NorvègeAlgérie

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Les infrastructures : un enjeu important

Coûtsd’approvisionnement

Coûts horsapprovisionnement

Commercialisation ~ 8 %

Distribution ~ 25 %

Stockage ~ 7 %

Transport ~ 10 %

Gaz naturel ~ 50 %

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Production & consommation en Europe

(source:BP)

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Consommation en Europe

(source:BP)