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Trading Region France (TRF) : l'unique Point Échange Gaz en France

Il existe 3 points d'échange (PEG) pour le gaz naturel en France.

Depuis le 1er novembre 2018, l’organisation du transport du gaz naturel, c’est-à-dire les très gros volumes de gaz transitant par des gazoducs entre les lieux d’injection et les lieux de distribution, a radicalement changé. L’objectif est de mieux répondre aux besoins des Français et d’améliorer la variété d’approvisionnement de gaz naturel.

Qu’est-ce que Trade Region France ?

Trading Region France est donc le nouveau nom attribué au marché national de Gaz de grosses quantités. En unifiant les 3 anciennes Zones de transport, Trading Region France facilite le transit de gaz à travers le pays. Cette zone unique permet une meilleure interconnexion avec les pays européens voisins et une simplification significative de la facturation et du transport de gaz en France. Les opérations se déroulent toutes sur un marché unique, le Point Échange Gaz (PEG).

L'organisation du Marché de gros du Gaz en France

Le transport du gaz naturel est structuré différemment que le transport d'électricité. Pour des raisons historiques et pratiques, il a fallu créer différentes zones de transport en France lors du développement du gaz naturel. Aujourd’hui obsolètes, ces zones fusionnent pour ne former qu’un grand marché, nommé Trading Region France. Toutefois, cette nouvelle entité ne peut s’affranchir des contraintes liées au gaz naturel : le transport, par gazoducs ou par méthanier, l’achat auprès de producteurs étrangers ainsi que sa transformation ou le stockage de gaz le cas échéant

Qu’est-ce que le Point d'Échange Gaz ?

Le point d’échange gaz est un marché virtuel entre le gestionnaire du réseau de transport et le fournisseur. Physiquement, ce serait l’endroit où le fournisseur introduit son gaz naturel, ainsi que l’endroit où il le soutire. Il est toutefois complexe de mesurer cette quantité avec un réseau national ou international : c’est pour cela que cela se déroule sur un marché unique, virtuel, nommé Point d’Échange Gaz. Ce PEG permet de contrôler le soutirage et l’injection de gaz, c'est-à-dire l’endroit où le gaz sort du réseau pour être utilisé et l’endroit où on l’introduit dans le réseau. C’est dans les faits un point de contrôle de l’approvisionnement de gaz naturel sur le réseau.

Aujourd’hui, il n’existe qu’un seul PEG en France, commun aux deux gestionnaires de transport de gaz, GRTgaz et Terega. À l’étranger, cela se nomme couramment un “Hub”.

Différence entre point d'échange de gaz et zone d'équilibrage

Reseau et canalisations Gaz Naturel

Même si la confusion sémantique est souvent faite, un PEG et une zone d'équilibrage recouvrent deux réalités différentes:

  • La zone d'équilibrage est un réseau de transport donné homogène, à l'intérieur duquel le gaz peut circuler d'un point à un autre du réseau. Cette zone d'équilibrage est reliée à d'autres réseaux par de multiples points d'interconnexion.
  • Le point d'échange de gaz (PEG) est l'unique entité virtuelle au niveau de laquelle tous les échanges financiers relatifs à une zone d'équilibrage donnée sont réalisés.

L’objectif d’un PEG centralisé et virtuel est de simplifier les opérations courantes des fournisseurs et des gros consommateurs directement raccordés au réseau de transport. Les deux gestionnaires du réseau collaborent afin que les échanges puissent se dérouler sans accrocs : GRTGaz est par exemple en charge de l’estimation des quantités effectuant un transit entre les deux réseaux afin qu’aucun déséquilibre ne reste inexpliqué. Ainsi, contrairement à ce qui se faisait auparavant, GRTgaz estime seul la quantité transitant entre les deux réseaux, permettant à Teréga et à GRTGaz de trouver un arrangement quant à l’ajustement de l'approvisionnement.

Un PEG unique : quels risques ?

La seule ombre au tableau de cette interconnexion et interdépendance accrue est le risque d’un déséquilibre d’approvisionnement entre différentes régions en France. En effet, toutes les régions ne sont pas aussi bien connectées, et des différences d'approvisionnement demeurent. Dans un scénario de forte demande en Espagne et de baisse d’approvisionnement de GNL dans le Nord de la France (Dunkerque et Montoir-en-Bretagne), un déséquilibre assez important pourrait affecter l’ouest et le nord-ouest de la France. Toutefois, ce risque demeure faible. Les prévisions faites par les acteurs du réseau montrent que la période la plus encline à connaître des problèmes d’approvisionnement serait en été, en dehors des périodes de chauffe. Au total, ce problème ne devrait pas durer plus de 30 jours sur toute l’année.

Depuis ces premières évaluations, les gestionnaires du réseau ont intégré différents mécanismes, actifs ou passifs, afin d’équilibrer le réseau. Toutes les solutions ont été validées par la Commission de Régulation de l'Énergie (CRE), et devraient donc éviter un impact trop long ou trop important sur les consommateurs.

TRF : quels changements pour les consommateurs ?

Les gaz naturels, en fonction de leur provenance, n’ont pas exactement la même composition. Certaines contiennent plus ou moins d’azote, d’autres plus ou moins d’eau. Leur combustion n’est donc pas exactement la même, toutes choses égales par ailleurs.

S’il est possible aujourd’hui de facilement ajuster les niveaux d’azote ou de soufre dans le gaz naturel, ce n’était pas forcément aussi évident lors de la conception du réseau dans les années 60. Le nord de la France a donc, logiquement, voulu bénéficier des découvertes de gaz néerlandaises à proximité, et s’est rattaché à leur distribution. Or, ce gaz a un pouvoir de chauffe moins important que celui disponible ailleurs : il en faut plus pour le même effet. Une tarification spéciale a donc été mise en place, et un matériel plus adapté à ce gaz a été favorisé dans les régions du nord.

Cela explique partiellement pourquoi le gaz n’est pas facturé en mètres cube, en fonction du volume consommé, mais en fonction de l’énergie qui a pu être produite avec ça. Cette méthode ne disparaîtra pas pour autant, puisque d’autres facteurs entrent en jeu, notamment l’altitude et l’origine exacte du gaz consommé. En effet, la pression atmosphérique et la température ambiante ont aussi un impact sur la température de combustion, tout comme la composition exacte du gaz naturel. Afin de pouvoir facturer justement les consommateurs, la méthode de l’énergie consommée est donc favorisée.

Gaz B, Gaz B+ ou Gaz Type H ?
Type de gaz Caractéristiques
Gaz de type H Pouvoir calorifique important (11,5 kWh / m³), faible taux d’azote ; pression plus faible.
Gaz de type B Pouvoir calorifique plus faible dû à un taux d’azote plus élevé (9,7 kWh / m³), pression plus forte.
Gaz de type B+ Gaz de transition du Gaz B vers le Gaz H : il a un pouvoir calorifique légèrement plus important que le gaz B, mais n'endommage pas les infrastructures destinées au gaz B.

Pour les consommateurs particuliers

Pour les particuliers pour l’instant, très peu de choses changent : les petits consommateurs connectés aux réseaux de distribution ne verront pas de changement important. En effet, les différences tarifaires entre Nord et Sud de la France étaient déjà prises en compte par les fournisseurs, et permettaient une tarification par rapport à l’énergie consommée et non au seul volume prélevé. Le seul changement notable va avoir lieu dans le nord, puisque la région passera au gaz de type H, commun avec le reste du réseau de gaz en France. Il délaissera donc le gaz de type B, moins calorifique. Une période de transition est prévue, pendant laquelle les consommateurs seront approvisionnés en Gaz B+, plus calorifique que le gaz B classique. Cela laissera le temps aux différents acteurs de s’adapter au nouveau gaz, notamment les chaudières, qui devront dans de rares cas être remplacées.

Pour les industriels

Pour les industriels connectés directement aux réseaux de transport et autres acteurs spécifiques dépendant du réseau de transport Teréga/GRTgaz, cela changera considérablement leur facturation de gaz naturel. Ils n’auront plus à prendre en compte les transits à travers différents réseaux, ce qui simplifiera les transactions. Tous pourront bénéficier de la même grille tarifaire en France, sans discrimination selon l'endroit où est soutiré le gaz naturel. Cela engendrera donc plus de transparence pour le marché du gaz en France.

Le marché sera plus attractif et, on peut le souhaiter, plus compétitif. Cela va se traduire par un prix du gaz unique en France. C’est une bonne chose pour les consommateurs du sud de la France. Nous avons à plusieurs reprises connu des écarts de prix entre les deux zones avec des prix significativement plus élevés dans le sud.

Thierry Trouvé, directeur Général de GRTGazParole à..., Blog de la CRE, 30/10/2018

Cela ne signifie par contre pas la suppression des zones tarifaires à proprement parler : ces dernières demeurent en place, dépendant d'éléments extérieurs comme l’altitude ou la distance au réseau global. L’unification du réseau en un seul point d’échange permettra aussi une plus grande sûreté d’approvisionnement, en variant inlassablement de fournisseurs et en multipliant les connexions avec des pays frontaliers. Le tout, avec un seul Point d’Échange commun.

PEG pour les acteurs de la chaîne de valeur

Producteurs et extracteurs

Le producteur est celui qui extrait le gaz naturel du sol. Ce dernier ne verra pas de changements : il vend directement son gaz naturel aux fournisseurs d’énergie au moment où ce dernier est injecté dans le réseau, et n’a donc pas affaire au transporteur directement. Cela concerne aussi les producteurs de Gaz Naturel Liquéfié (GNL), qui ne sont pas en contact direct avec les gestionnaires du réseau.

Logo TotalLogo Eni
L'activité d'extraction est à distinguer de la fourniture.

Transporteurs

Le transport est géré par deux entreprises : GRTgaz, détenue intégralement par le fournisseur historique Engie (ex-GDF-Suez), et Teréga, une compagnie désormais totalement privée, détenue majoritairement par la SNAM, un acteur de l’énergie italien. Ils sont chargés de la gestion du réseau de transport du gaz naturel, de l’injection jusqu’à la distribution. Ces deux acteurs sont désormais en étroite collaboration afin de faciliter les échanges au niveau national et européen.

Logo GRTgazLogo Teréga

Distributeur

Le distributeur du Gaz Naturel est le gestionnaire du réseau local à basse pression. Il est en charge de gérer les réseaux urbains ou périurbains de distribution. Sur 95 % du réseau français, il s’agit de GRDF. Les 5 % restants sont gérés par les Entreprises Locales de Distribution, comme à Bordeaux ou à Strasbourg par exemple. Cette nouvelle formule ne change a priori rien pour les ELD ou GRDF. Seul le changement de type de gaz aura un impact dans le nord de la France. Le reste de la France ne sera pas particulièrement concerné par cette évolution. Les distributeurs ne font que transmettre le gaz localement à une pression plus faible.

Logo GRDF

Fournisseurs

Les fournisseurs de gaz sont les acteurs en charge de la facturation finale auprès des particuliers et de l’approvisionnement du gaz naturel sur le réseau. Le plus connu est Engie, mais il en existe désormais un nombre important, comme Total Spring, Direct Énergie ou Eni. Pour les fournisseurs toutefois, cela représente une simplification conséquente lors de l’achat de matières premières : l’unification du Point d’Échange Gaz retire le lieu d’injection et de soutirage de l’équation du prix. Peu importe où il sera injecté ou soutiré, l’opération aura lieu sur le même marché, et permettra donc un alignement des offres.

Logo Total SpringLogo Total Direct Energie
Exemple de fournisseurs d'Énergie alternatifs.

Historique et avenir du transport de Gaz en France

Histoire résumée des zones d’équilibrage

Initialement, la vaste majorité du réseau de transport de gaz naturel en France était gérée par GDF. Ses axes étaient conçus selon les sources d’approvisionnement, et étaient surtout axés sur un transport local de gaz naturel. Les interconnections nationales et leurs Points d'Équilibrages ne sont arrivées que plus tard.

Anciens Points d'Equilibrage en France
Il existait trois zones d'équilibrage jusqu'en 2018

C’est durant ces prémices au transport du gaz naturel que l’on découvre les gisements de gaz naturel de Lacq, dans le sud de la France. Pour cela, un réseau de transport de gaz était nécessaire : l’entreprise d’Etat Elf-Aquitaine a donc été chargée de concevoir et entretenir le réseau pour le gaz naturel aux alentours de Lacq. Lors du rachat d’Elf par Total en 1994, Total rachète aussi ses infrastructures, notamment son réseau de transport présent dans le sud-ouest de la France. Avec l’apparition d’un réseau au niveau national et européen, les zones d’équilibrage avaient de moins en moins de sens, et ont donc progressivement disparu. Ainsi, jusqu’en 2003, l’on comptait 7 zones d’équilibrage en France. Dès 2003, il n’en restait plus que 5 (CFMOuest, GFMOuest, GRTNord, GDFEst, et TIGF). L’objectif est de simplifier le marché de l’énergie en France et en Europe, favoriser la concurrence entre les différents fournisseurs, et réduire les inégalités entre les clients en fonction des réseaux auxquels ils étaient connectés. Il existait en effet des différences tarifaires selon le réseau de transport utilisé, ce qui complexifie considérablement le transport et l’acheminement du gaz naturel, particulièrement dans le contexte de l’ouverture à la concurrence des fournisseurs d’énergie. Jusqu’au 1er novembre 2018, trois zones subsistaient : les zones GRT Nord et GRT Sud, ainsi que la zone gérée par Teréga, le nouveau nom de TIGF.

La zone nord était beaucoup plus grande et bien mieux connectée aux réseaux européens, et donc plus intéressante pour les investisseurs. Les prix y étaient donc plus faibles que dans le sud de la France, où le gaz était majoritairement approvisionné en Gaz Naturel Liquéfié. Il fallait donc faire transiter du gaz d’un réseau à l’autre, créant des congestions et limitant la fluidité des échanges. Cela contribue à une hausse significatives des prix.

Évolutions futures du marché du Gaz

Désormais unifié, cette structure devrait peu évoluer par la suite. Le seul élément à considérer est l’intégration croissante de mécanismes de capacité afin d’éviter tout risque de déséquilibre dans l’approvisionnement, notamment en été lorsque l’Espagne consomme beaucoup de gaz et que l’approvisionnement en GNL diminue. Il faut prendre en compte des réserves conséquentes et des contrats de capacité adaptés. Ce sont les uniques grandes évolutions qui sont en cours de développement, et qui devraient être terminés d’ici à 2022. Le plan a été validé par la Commission de Régulation de l’Énergie (CRE).

Compteur Gazpar

Le déploiement du compteur Gazpar pourrait par ailleurs aussi faciliter la facturation plus précise des fournisseurs, et la prévision de pics de consommation, tant en France qu’en Espagne. En effet, le déploiement d’un compteur estimant précisément le gaz consommé permettra à tous les acteurs de la chaîne d’avoir les données agrégées. Cela garantira à la fois un meilleur équilibre de l’injection et de la soustraction de gaz sur le réseau de transport, une facturation bien plus précise aux fournisseurs et une meilleure sécurité d’approvisionnement.

Organisation du marché de gaz naturel en Europe

Au Royaume-Uni et Allemagne

Cette unification des réseaux de transport n’est pas une particularité Française. Tous les pays Européens adoptent progressivement une structure centralisée de marché de gros du gaz. L’Allemagne possède encore deux PEG centraux pour l’Europe, nommés NCG et Gaspool. Comme en France, le marché est organisé par les différents gestionnaires du réseau de transport nationaux, unifiant l’intégralité des points de vente en un unique point de vente virtuel afin de faciliter les transactions.

Au Royaume-Uni, le réseau est géré par le National Transmission System (NTS), qui gère non seulement une importante production nationale en mer du Nord et d’Irlande, mais aussi des importations Norvégiennes et Néerlandaises et les transports via méthaniers. Ici aussi, le réseau initialement morcelé et conçu autour de la production nationale a connu de grandes évolutions afin de se connecter à l’Irlande du Nord et la Belgique, tout en profitant d’un point de vente unifié.

Organisation du marché de gaz au niveau européen

Logo Entso-G

Afin de faciliter les interactions et le transport d’électricité et de gaz au sein de l’Union Européenne, ont été fondées deux associations : ENTSO Gaz (raccourci en ENTSO-G) et ENTSO Electricité (ENTSO-E). Ces deux associations sont chargées d’améliorer les coopérations entre les acteurs nationaux, et ainsi faciliter les transactions transfrontalières, coordonner le développement des réseaux de manière rationnelle entre les différents transporteurs et d’inciter à une gestion efficace du réseau au niveau européen.

Ils définissent des codes et des règles de fonctionnement communs ; et font par ailleurs des prévisions de marché deux fois par an afin de prévenir les baisses d’approvisionnement, de demande ou de capacité. Leurs prérogatives sont définies par une régulation européenne. Autrement, il n’y a pas d’infrastructure européenne supranationale pour l’instant, seulement une coopération approfondie entre les gestionnaires nationaux. Il existe bien des aides et des incitations européennes pour pousser au développement du réseau de gaz, mais il n’y a pas pour autant de marché européen de gaz naturel.

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