Dernière mise à jour le 01.04.2019
gaz

Présentation des réseaux de gaz naturel

En France, le gaz naturel est importé à 98 %. Il est importé et acheminé jusqu’aux zones de consommation par des infrastructures gazières essentielles au bon fonctionnement du marché et à la sécurité d’approvisionnement :

  • les réseaux de transport permettent d’importer le gaz depuis les interconnexions terrestres avec les pays adjacents et les terminaux méthaniers. Ils sont aussi un maillon essentiel à l’intégration du marché français avec le reste du marché européen;
  • les installations de stockage de gaz contribuent fortement à la gestion de la saisonnalité de la consommation, à la flexibilité nécessaire, notamment pour équilibrer les réseaux de transport, et à la sécurité d’approvisionnement ;
  • les terminaux méthaniers permettent d’importer du gaz naturel liquéfié (GNL) et de diversifier les sources d'approvisionnement en gaz naturel, compte tenu du développement du marché mondial du GNL ;
  • les réseaux de distribution acheminent le gaz depuis les réseaux de transport jusqu’aux consommateurs finals qui ne sont pas directement raccordés aux réseaux de transport.

La CRE est garante de l’accès aux infrastructures gazières. Elle détermine les règles et les tarifs d’accès aux réseaux de transport et de distribution de gaz naturel ainsi qu’aux terminaux méthaniers régulés, et fixe la méthode de calcul des tarifs de stockage. Au niveau européen, elle contribue aux travaux de l'ACER, Agence de coopération des régulateurs de l’énergie, visant à harmoniser les règles de fonctionnement des infrastructures gazières pour améliorer l’intégration des marchés.

Découvrez notre module pédagogique : Le gaz, comment ça marche ?

 

Les réseaux de transport de gaz naturel

Le réseau de transport, infrastructure constituée de canalisations et de stations de compression, est structuré en :

  • un réseau principal, ensemble des canalisations à haute pression et de grand diamètre qui relient les points d'interconnexion avec les réseaux voisins, les stockages souterrains et les terminaux méthaniers. Le réseau régional et les plus importants consommateurs industriels lui sont raccordés ;
  • un réseau régional qui assure l'acheminement du gaz naturel vers les réseaux de distribution et vers les clients finals grands consommateurs, directement raccordés à ce réseau. 

 

Le gaz naturel est transporté sous terre dans des canalisations en acier où il circule à 30 km/h environ. A cause des frottements sur les parois des canalisations, il est ralenti ce qui provoque une baisse de pression à l’extrémité du réseau. Pour compenser ces pertes, des stations de compression (entre 65 et 95 bars) sont installées sur le réseau principal, tous les 150 km environ. 

Il existe deux gestionnaires de réseaux de transport (GRT) de gaz naturel en France : 

  • GRTgaz, filiale d’ENGIE, gère le réseau de gaz B (bas pouvoir calorifique) dans le Nord et la majeure partie du réseau de gaz H (haut pouvoir calorifique) ; 
  • TIGF, filiale d’un consortium réunissant SNAM, C31, GIC et Predica, gère le réseau de gaz H dans le Sud-Ouest.

Depuis la mise en œuvre de la directive Gaz 2009/73/CE, les GRT européens coopèrent au sein de l'ENTSOG, réseau européen des gestionnaires de réseaux de transport de gaz.

 

Les réseaux de distribution de gaz naturel

11 millions de consommateurs environ sont raccordés aux réseaux de distribution de gaz naturel. Ils sont alimentés par 26 gestionnaires de réseaux de distribution (GRD) de gaz naturel, de tailles très inégales :

  • GRDF distribue 96 % des quantités de gaz naturel distribuées et achemine le gaz naturel sur la majorité du territoire français ;
  • 22 GRD de plus petite taille, aussi appelés entreprises locales de distribution (ELD) :
    • Régaz-Bordeaux et R-GDS qui représentent chacun 1,5 % environ des volumes de gaz distribués et acheminent le gaz naturel respectivement pour la ville de Bordeaux et 45 autres communes du département de la Gironde, et pour la ville de Strasbourg et 113 autres communes du département du Bas-Rhin (dont 80 en zone péréquée) ;
    • 20 autres GRD qui représentent au total 1 % des quantités de gaz distribuées et ne sont pas tenus par la loi de séparer juridiquement leurs activités de distribution et celles de production ou de fourniture ;
  • 3 GRD dits « nouveaux entrants » pour la distribution de gaz naturel en France : Antargaz depuis octobre 2008, la SICAE de la Somme et du Cambraisis depuis avril 2010 et Séolis depuis juillet 2014 dont l’activité d’origine est respectivement la distribution de gaz propane et butane et la distribution d’électricité.

 

Les terminaux méthaniers

Les terminaux méthaniers sont des infrastructures gazières portuaires qui réceptionnent le gaz naturel liquéfié (GNL) acheminé par bateau, le stockent sous forme liquide et le regazéifient pour l’injecter sur le réseau de transport de gaz naturel. Quatre terminaux méthaniers sont aujourd’hui en service en France. 

Le terminal de Montoir-de-Bretagne (près de Saint-Nazaire) et celui de Fos Tonkin (près de Fos-sur-Mer) sont gérés par la société Elengy, filiale à 100 % d’Engie. Le terminal de Fos Cavaou (près de Fos-sur-Mer) est géré par la société Fosmax LNG, filiale d’Elengy et de Total Gaz Electricité Holding France (TGEHF). Ces trois terminaux sont régulés. Le terminal de Dunkerque, en service depuis fin 2016, est géré par la société Dunkerque LNG (EDF 65,01 %, Fluxys 25 %, Total 9,99 %). Il bénéficie pendant vingt ans, pour toute sa capacité, d’une exemption totale à l’accès régulé des tiers et à la régulation tarifaire. Cette exemption a été accordée par arrêté du 18 février 2010, après avis favorable de la CRE du 16 juillet 2009 et conformément à l’avis de la Commission européenne du 20 janvier 2010.

 

Les installations de stockage de gaz naturel

Les stockages souterrains servent à adapter les approvisionnements, réguliers tout au long de l’année, à la consommation des clients finals qui varie selon les saisons. Ils sont donc remplis en été et le gaz y est prélevé en hiver, en particulier les jours de grand froid. Éléments majeurs de la sécurité d’approvisionnement, ils sont aussi un outil indispensable de flexibilité, notamment pour l’équilibrage des réseaux. Depuis 2018, les sites de stockages considérés nécessaires à la sécurité d’approvisionnement dans la Programmation Pluriannuelle de l’Energie sont régulés.

Essentielles au bon fonctionnement du marché du gaz naturel, ces infrastructures sont gérées par deux opérateurs de stockage :

  • Storengy gère 12 sites répartis sur tout le territoire sauf le Sud-Ouest et propriétés de Storengy ou de Géométhane. Ces sites sont regroupés en 7 groupements de stockage : Sediane B, Sediane, Sediane Littoral, Serene Nord, Serene Sud, Saline et Saline Multi ;
  • TIGF gère 2 sites dans le Sud-Ouest (Izaute et Lussagnet) constituant un seul groupement de stockage ;

 

Le rôle de la CRE

La CRE garantit à tous les opérateurs du marché un accès non discriminatoire, équitable et transparent aux infrastructures gazières. Une mission essentielle qui vise à réussir l'ouverture du marché du gaz à la concurrence et à en faire bénéficier les consommateurs.

La CRE veille aussi au développement réel de la concurrence sur le marché de détail. En garantissant à tous les fournisseurs de gaz un accès non discriminatoire, équitable et transparent aux infrastructures gazières, le régulateur leur permet de faire des offres dans les mêmes conditions. 

En résumé, la CRE :

  • est garante de l’accès aux infrastructures gazières et contribue à la détermination des règles d’accès ;
  • détermine les règles et tarifs d’accès aux réseaux de transport et de distribution de gaz naturel, ainsi qu’aux infrastructures de stockage souterrain de gaz naturel et aux terminaux méthaniers qui sont régulés ;
  • contribue aux travaux de l'ACER, Agence de coopération des régulateurs de l’énergie, visant à harmoniser les règles de fonctionnement des infrastructures gazières pour améliorer l’intégration des marchés en Europe.

 


Structure des réseaux de transport

Une simplification par étapes

Depuis 2003, l’architecture contractuelle des réseaux de transport du gaz naturel a été simplifiée en plusieurs étapes pour améliorer le fonctionnement des marchés au bénéfice des consommateurs.

Source : CRE

 

La reconfiguration de 2015

Entre le 1er avril 2015 et le 31 octobre 2018, le marché français était organisé en deux zones :

  • le PEG (point d'échange gaz) au Nord ;
  • la TRS (Trading Region South) au Sud, partagée par GRTgaz et TIGF. Les modalités de sa création ont été précisées par la délibération du 22 mai 2014 portant sur les règles de fonctionnement de la place de marché commune aux zones GRTgaz Sud et TIGF au 1er avril 2015.

Cette reconfiguration du réseau avait simplifié l’équilibrage des expéditeurs, renforcé la liquidité sur les marchés, simplifié l'utilisation du réseau et accru les possibilités d’arbitrage

Ces deux zones de marché avaient cependant créé une congestion importante de la liaison Nord-Sud. La zone Nord représentait les 2/3 de la consommation française. La zone Sud, qui alimentait le tiers restant, dépendait du GNL pour son approvisionnement, à hauteur de 40 % en moyenne. De ce fait, quand le prix du GNL sur le marché mondial était à la hausse, ceci pouvait contribuer à soutenir un prix de marché du gaz au Sud plus élevé qu’au Nord.

Une place de marché unique à partir de 2018

Dans sa délibération du 7 mai 2014, la CRE a décidé de retenir le projet de fusion des zones Nord et Sud fondé sur un schéma d’investissement optimisé (Val-de-Saône et Gascogne-Midi), pour un montant de 823 M€. La CRE pourra aussi décider de mettre en œuvre des mécanismes de marché pour lever les congestions résiduelles qui peuvent apparaître dans certaines configurations.

La délibération de la CRE du 26 octobre 2017 relative à la création d’une zone de marché unique du gaz a précisé les conditions opérationnelles de la fusion des zones.

La création au 1er novembre 2018 d’une zone de marché unique du gaz en France a eu pour avantages :

  • d’avoir instauré un prix unique, au bénéfice de tous les consommateurs, notamment ceux du Sud auparavant pénalisés par les écarts de prix entre Nord et Sud ;
  • d'avoir rendu le marché français plus liquide, plus compétitif et mieux intégré au marché européen ;
  • d'avoir renforcé la sécurité d’approvisionnement de la France, en améliorant l’accès aux différentes sources de gaz.

Des travaux et une concertation renforcée depuis 2010

La CRE, les GRT et les expéditeurs travaillent ensemble pour répondre au souhait de simplification de la structure contractuelle du réseau de transport.

En 2010, l'étude menée par GRTgaz et TIGF a analysé les contraintes physiques à l’interface entre les deux zones d’équilibrage GRTgaz Sud et TIGF. La même année, GRTgaz présentait, dans ses études prospectives d’évolution du réseau à dix ans, les investissements nécessaires à la décongestion physique du réseau et à la fusion de ces deux zones d’équilibrage.

En 2011, l'étude sur les conditions d’une fusion de ces zones par des mécanismes contractuels concluait à la possibilité d'une fusion en prévoyant des mécanismes contractuels en plus des investissements physiques. Quatre mécanismes étaient étudiés, d'un coût estimé entre 40 et 200 M€ par an. Ses conclusions ont été présentées le 23 janvier 2012. Le rapport final de l’étude est disponible sur le site de GRTgaz.

En 2012, sur la base de ces travaux, la CRE a organisé deux ateliers de travail, les 21 mars et 4 mai, et une consultation publique le 31 mai. Cette première étape de la démarche a été actée par la délibération du 19 juillet 2012 portant orientations sur l’évolution des places de marché de gaz en France. Cette délibération fixe l’objectif d’une fusion des zones effective au 1er novembre 2018. Elle prévoit la mise en place de mécanismes contractuels pour optimiser les investissements physiques et en réduire le coût pour la collectivité.

En 2013, la CRE a commandité une étude sur les schémas d’investissements nécessaires à la création d’une zone de marché unique. Cette étude a fait émerger un nouveau schéma d’investissements associant le renforcement des artères Val-de-Saône et Gascogne-Midi. Elle a été soumise à l’appréciation du marché par la consultation publique du 18 février 2014. Ce schéma d’investissements a été décidé par la délibération du 7 mai 2014 qui prévoyait de surcroît la mise en place de mesures transitoires jusqu’à la fusion des zones.

En octobre 2016, un groupe de travail dédié à la création d’une place de marché unique a été créé au sein de la Concertation gaz. Il a analysé les scenarios d’occurrence de congestion pour en évaluer la fréquence et le volume. Il a aussi étudié les mécanismes possibles pour lever les congestions au meilleur coût. Ces travaux ont permis aux GRT de soumettre à la CRE une proposition soumise à consultation publique durant l’été 2017. Le 26 octobre 2017, la délibération de la CRE relative à la création d’une zone de marché unique du gaz a précisé les conditions opérationnelles de la fusion des zones.

Dans le cadre de ces travaux, GRTgaz et TIGF ont évalué l’importance et la fréquence des congestions résiduelles. Avec les acteurs du marché, ils ont étudié les mécanismes contractuels à même de lever des congestions. A l’été 2017, ils ont proposé à la CRE des conditions opérationnelles de gestion de la place de marché unique. Pour que les acteurs de marché appréhendent au mieux les enjeux de sa consultation publique portant sur la création d’une zone de marché unique en France, la CRE a publié un outil de simulation simplifié, basé sur une modélisation du réseau de transport de gaz naturel français. Cet outil quantifie les congestions résiduelles du réseau dans la zone de marché unique, selon plusieurs scénarios de flux paramétrables.

 Consulter la modélisation des limites

Les modalités de la création d'une place de marché unique

Pour traiter le cas particulier de la création de la zone unique, la CRE envisage un mouvement tarifaire unique au 1er novembre 2018. Celui-ci ferait évoluer l’ensemble des termes tarifaires pour faire face au manque à gagner lié à la disparition de la liaison Nord-Sud et à l’augmentation des charges de capital résultant de la mise en service des projets Val-de-Saône et Gascogne-Midi. 

La structure générale des tarifs au moment de la création de la zone unique a été définie par la CRE dans sa délibération du 15 décembre 2016 (dit ATRT6). Le niveau précis des différents termes tarifaires au moment de la création de la zone unique a été fixé par la CRE dans sa délibération du 14 décembre 2017 fixant l’évolution tarifaire annuelle au 1er avril 2018.

 


Accès non discriminatoire et indépendance

L’accès non-discriminatoire aux réseaux de transport et de distribution de gaz et d’électricité est central dans l'ouverture des marchés européens depuis la fin des années 1990.

Les textes européens et nationaux mettent en avant deux exigences pour garantir la non-discrimination : 

  • l’indépendance des gestionnaires de réseaux ;
  • l'instauration de codes de bonne conduite et leur respect par les gestionnaires de réseaux.

L’accès non discriminatoire aux réseaux, condition du développement de marchés ouverts et concurrentiels

Toute discrimination entre les acteurs de marché de la part des gestionnaires de réseaux constitue un obstacle à l’accès de fournisseurs alternatifs entrant sur le marché de l’énergie. Par exemple, un gestionnaire de réseau qui accorderait des conditions préférentielles de raccordement (délai, prix, etc.) à un fournisseur de gaz ou d’électricité créerait une distorsion de concurrence au détriment du consommateur final.

La non-discrimination est aussi indispensable à l’instauration de la confiance des consommateurs. Si un gestionnaire de réseau de distribution était perçu comme pratiquant des discriminations au profit des activités de fourniture d’énergie du groupe auquel il appartient (par exemple interventions plus rapides pour dépanner les clients de ce fournisseur), les clients finals ne feraient plus jouer la concurrence entre les différents fournisseurs et en perdraient donc les bénéfices.

Pour ces deux raisons, toute discrimination freine le développement d’une juste concurrence au profit du consommateur.

L’indépendance des gestionnaires de réseaux pour limiter les conflits d'intérêts

L’exigence d’indépendance des gestionnaires de réseaux repose sur l’idée que si ces derniers sont suffisamment indépendants des intérêts de l’entreprise verticalement intégrée à laquelle ils appartiennent, ils agiront de façon neutre par rapport à l’ensemble des acteurs de marché et non dans le sens des intérêts de cette entreprise.

Les exigences posées par les directives européennes peuvent être groupées en plusieurs thématiques :

  • l’indépendance fonctionnelle : l'objectif est de garantir une autonomie suffisante pour permettre aux gestionnaires de réseaux des prises de décision indépendantes et pour donner aux acteurs de marché l’image de gestionnaires de réseaux suffisamment autonomes pour être effectivement perçus comme indépendants ;
  • l’indépendance décisionnelle : elle repose sur des règles de décision qui donnent les moyens aux dirigeants des gestionnaires de réseaux de prendre des décisions indépendamment des intérêts concurrentiels de l’entreprise verticalement intégrée à laquelle ils appartiennent. Ces règles n’ont toutefois pas vocation à empêcher cette dernière d’exercer ses prérogatives d’actionnaire au regard du rendement de ses actifs ;
  • la non-confusion : les directives européennes instaurent une obligation de non-confusion entre les identités sociales, les pratiques de communication et les stratégies de marque des gestionnaires de réseaux et de leur maison-mère.

Pour le transport, l’indépendance des gestionnaires de réseaux est renforcée par la certification des gestionnaires de réseaux instaurée par les directives européennes 2009/72/CE et 2009/73/CE et transposée dans le code de l’énergie par l’ordonnance du 9 mai 2011.

Les codes de bonne conduite, un outil opérationnel

Les gestionnaires de réseaux de distribution d’électricité ou de gaz naturel desservant plus de 100 000 clients doivent réunir dans un code de bonne conduite adressé à la CRE les mesures d’organisation interne prises pour prévenir toute pratique discriminatoire dans l'accès des tiers au réseau, conformément à l’article L.111-61 du code de l’énergie. Cette disposition concerne les principaux opérateurs historiques mais aussi les plus importantes entreprises locales de distribution.

De plus, ces mêmes gestionnaires doivent, conformément à l’article L. 111-62, se doter d’un responsable de la conformité chargé de veiller d'une part au respect des engagements fixés dans le code de bonne conduite de son entreprise, d'autre part à la conformité des pratiques des opérateurs avec les règles d’indépendance.

Outils opérationnels visant à garantir un traitement non-discriminatoire, les codes de bonne conduite s'organisent autour de quatre principes de base :

  • la non-discrimination, objectif principal des codes de bonne conduite. Une pratique est non discriminatoire si elle ne conduit pas à appliquer aux clients du gestionnaire de réseau des conditions de traitement différentes ;
  • l'objectivité, outil au service de la non-discrimination. Une pratique est objective lorsqu’elle s’appuie sur des référentiels établis qui définissent les modalités de traitement d’une situation donnée. Leur respect conduit à traiter de la même façon deux utilisateurs de réseau qui sont dans la même situation ;
  • la transparence : une pratique est transparente si elle permet à l'interlocuteur du gestionnaire de réseau de connaître tous les éléments sur la base desquels celui-ci gère leur relation, notamment contractuelle. La transparence permet aux utilisateurs de s’assurer de l'objectivité et de la non-discrimination des pratiques d’un gestionnaire de réseau ;
  • la confidentialité : elle vise à encadrer la diffusion d'informations commercialement sensibles.

Le code de l’énergie prévoit que les responsables de la conformité des gestionnaires de réseaux appartenant à une entreprise verticalement intégrée adressent au régulateur un rapport annuel sur la mise en œuvre de leur code de bonne conduite et le publient.

Le rôle de la CRE

La CRE approuve la nomination du responsable de la conformité des gestionnaires de réseaux.

Pour le transport, la CRE veille au respect des conditions au vu desquelles ses décisions de certifier l’indépendance des gestionnaires de réseaux ont été prises, notamment des demandes qu’elle a formulées et des engagements pris par les gestionnaires de réseaux. En outre, les gestionnaires de réseaux doivent soumettre à la CRE, pour approbation, le renouvellement ou la signature de tout accord commercial et financier, et de tout contrat de prestations de services conclu avec et fourni par l’entreprise verticalement intégrée (EVI).

Pour la distribution, l’article L.111-63 du code de l’énergie précise que « la Commission de régulation de l'énergie veille au respect des règles fixées par les codes de bonne conduite […] et évalue l’indépendance des sociétés gestionnaires des réseaux publics de distribution ».

La CRE réalise des contrôles et des audits et elle publie tous les deux ans un rapport sur le respect des codes de bonne conduite. Ce rapport intègre des propositions pour garantir l’indépendance des gestionnaires de réseaux et éviter toute pratique discriminatoire dans l’accès des tiers aux réseaux. 

Consulter le rapport sur le respect des codes de bonne conduite et l’indépendance des gestionnaires de réseaux