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La structure et le fonctionnement du marché du gaz naturel en France

13 juillet 2007 (mis à jour le 25 septembre 2013) - Énergie, Air et Climat
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Le marché du gaz naturel en France est organisé autour de six grands pôles : la production, le transport, les terminaux méthaniers, le stockage, la distribution et la commercialisation.

La production de gaz naturel

Le principal opérateur de production gazière en France, Total, exploite le gisement de Lacq, en phase terminale d’exploitation. À cette production du sud-ouest de la France s’ajoute une activité marginale de production de gaz de houille, extrait de certaines anciennes mines de charbon. Ainsi, la production de gaz en France ne représente que 2% de la consommation nationale.

Par ailleurs, les groupes Total et Gaz de France poursuivent une activité d’exploration et de production hors de France.

Le transport de gaz naturel

Le gaz naturel importé arrive sur le territoire français, soit par gazoducs depuis Dunkerque, Taisnières, Obergailbac, Oltingue, Lacal, soit par les méthaniers qui livrent le gaz dans les terminaux de regazéification de Fos sur Mer et de Montoir de Bretagne. Ce gaz est ensuite transporté sous haute pression dans un réseau de transport qui se décompose fonctionnellement en deux parties :

  • le réseau principal, dit aussi réseau « grand transport » qui rejoint les points frontières avec les opérateurs étrangers et les stockages ; il permet également d’assurer les transits vers d’autres pays.
  • le réseau régional qui achemine le gaz naturel jusqu’aux distributions publiques et aux plus gros consommateurs industriels.

Les caractéristiques physiques des réseaux de transport de gaz sont très variées, avec des diamètres pouvant aller de 8 cm à 1,1 m pour une même pression dans les canalisations. La pression est généralement de 67,7 bars mais peut également varier entre 80 bars à 25 bars, pour des raisons techniques ou de sécurité. La pression dans ces réseaux est assurée par 32 stations de compression, qui représentent une puissance de compression de 663 MW, également propriété des gestionnaires de réseaux de transport.

Le réseau se décompose en 5 zones : nord, sud, est, ouest et réseau TIGF, dites d’équilibrage. Tout expéditeur de gaz doit en effet équilibrer les volumes de gaz à l’entrée et à la sortie de chaque zone.

Caractéristiques du réseau de transport français

GRTgaz

TIGF

Réseau principal

7 200 km

6 600 km

600 km

Réseau régional

28 800 km

24 500 km

4 300 km

Interconnexions

5 + 2 terminaux méthaniers

6 + 2 terminaux

4

Zones d’équilibrage

5

4

1

Carte du réseau de transport, zones d’équilibrage

Dans le cadre du marché européen du gaz, un régime d’autorisation de transport de gaz s’est substitué au régime de la concession à partir de 2002. Cette autorisation, qui confère à son titulaire le droit d’occuper le domaine public, est assortie de cahiers des charges et de contraintes notamment en terme de service public, de protection de l’environnement et de sécurité. En 2002, les sociétés Total et Gaz de France sont devenues propriétaires des différents réseaux cédés par l’État, puis depuis le 1er janvier 2005, ces groupes intégrés ont créé des filiales de transport dénommées TIGF pour le Sud-Ouest et Gaz de France Réseau Transport, devenu GRTgaz depuis.

Le réseau français est ainsi exploité aujourd’hui par deux opérateurs : GRT Gaz (filiale à 100% de Gaz de France) et TIGF (Total Infrastructures Gaz France, filiale à 100% de Total). GRTgaz et TIGF sont propriétaires, en sus de leur réseau, des stations de compression attenantes et également, pour TIGF, des installations de compression au niveau des stockages souterrains qui sont connectés à son réseau.

Un plan pluriannuel sur 10 ans du développement des infrastructures et de l’évolution de la demande en gaz naturel a été élaboré en avril 2007. Il prévoit notamment de nombreux investissements et renforcements des interconnexions avec nos partenaires européens (Espagne, Allemagne, etc.).

Les terminaux méthaniers

Pour rendre possible l’acheminement du gaz naturel extrait de zones hors d’atteinte des gazoducs internationaux, le transport de gaz naturel liquéfié (GNL) par bateau méthanier s’est progressivement développé. Le GNL est du gaz naturel rendu liquide par refroidissement à -160°C. Le volume du GNL est environ 600 fois inférieur à celui de son état gazeux, ce qui permet de le transporter dans les méthaniers. La part du GNL dans les exportations gazières mondiales est passée de 6 % en 1970 à 24 % actuellement.

S’agissant de la France, les chaînes d’approvisionnement en GNL représentent aujourd’hui environ 30% de son approvisionnement. Les terminaux méthaniers, qui réceptionnent les navires, stockent le GNL (à -160°C) et l’émettent sur le réseau principal après regazéification.

Le tableau suivant récapitule les principales caractéristiques des terminaux français en activité de Fos-Tonkin et Montoir de Bretagne.

 

Capacité d’accueil
annuelle

Date de mise
en service

Date de fin de vie
(ou remise à niveau éventuelle)

Origine habituelle
du GNL

Capacités
navires

Fos Tonkin

5,5 Gm3/an
(7Gm3/an jusqu’en 2007)

1972

fin 2014

Algérie

 moins de 75 000 m3

Montoir de Bretagne

10 Gm3/an

1980

fin 2021

Algérie
Nigeria

de 75 000 m3

à 160 000 m3

Le terminal méthanier de Fos Cavaou, d’une capacité d’accueil annuel de 8,2 Gm3, sera mis en service en à la fin de 2007. Il accueillera les cargaisons de GNL égyptien.

D’autres projets sont en cours de développement au Havre, à Dunkerque et à Bordeaux, compte tenu de la croissance des besoins de capacité d’accueil de GNL.

Le stockage du gaz naturel français

Les stockages souterrains ont été développées pour faire face à la saisonnalité de la demande de gaz naturel, assurer la sécurité d’approvisionnement et permettre une meilleure gestion du réseau de transport en favorisant l’équilibre du système de transport.

L’activité de stockage souterrain de gaz est soumise à l’autorisation du ministre chargé de l’énergie. La France est aujourd’hui dotée de deux types de stockages : les stockages en nappe aquifère et les stockages en cavité saline. Les stockages souterrains français sont exploités par :

  • Storengy, filiale de GDF Suez, qui gère 12 stockages, dont 9 en nappe aquifère (centrés sur le Bassin parisien) et 3 en cavité saline (dans le Sud-Est), représentant un volume total de 106 TWh (79% des capacités françaises) ;
  • TIGF, qui exploite dans le Sud-Ouest deux sites en nappe aquifère : Izaute et Lussagnet qui représentent un volume utile total de 27 TWh (21% des capacités françaises).

    L’accès des tiers aux stockages souterrains est organisé de manière à préserver l’usage saisonnier de ces infrastructures (remplissage en été, soutirage en hiver) et mis en œuvre de façon transparente et non discriminatoires. En pratique, chaque fournisseur dispose d’un droit d’accès à des capacités de stockage directement déduit des besoins de modulation des clients qu’il alimente.

Carte des sites de stockage souterrain de gaz naturel

La distribution de gaz naturel

La desserte du gaz naturel en aval du réseau de transport jusqu’aux consommateurs domestiques, tertiaires ou petits industriels s’effectue par les réseaux de distribution qui achemine le gaz naturel à basse pression jusqu’aux consommateurs.

La gestion d’un réseau public de distribution de gaz naturel est une activité qui relève du service public local dont les missions sont regroupées soit dans des contrats de concession conclus avec les collectivités locales, autorités concédantes de la distribution d’énergie en application de la loi du 15 juin 1906, soit dans des règlements de services pour les régies qui assurent une gestion communale directe de ces réseaux.

La loi du 8 avril 1946 sur la nationalisation de l’électricité et du gaz a confié à GDF Suez la responsabilité de la distribution nationale du gaz, tout en reconnaissant et en maintenant l’existence d’une distribution publique par des distributeurs locaux existants non nationalisés. Dans ce cadre, 17 Entreprises Locales de Distribution (ELD) ont formé le paysage historique de distribution aux côtés de GDF Suez. De plus, la distribution de gaz dans les zones non desservies a été ouverte à la concurrence. Ainsi, depuis l’année 2000, cinq nouvelles ELD sont venus compléter ce paysage (conformément aux dispositions de l’article 50 de la loi du 2 juillet 1998 et du décret du 12 avril 1999). D’autres opérateurs sollicitent aujourd’hui leur agrément en qualité de distributeur de gaz.

 
Un peu plus de 9 100 communes françaises sont desservies en gaz naturel, ce qui représente une proportion relativement faible du nombre de communes, mais permet à 76% de la population française d’avoir accès au gaz. La quasi totalité des communes de plus de 10 000 habitants est desservie en gaz naturel.
 
Les réseaux de distribution représentent une longueur totale de 181 500 km, ce qui les place au deuxième rang européen, après les réseaux allemands.
 
Cependant, à l’instar des activités de transport, des obligations de séparation juridique (loi du 7 décembre 2006 modifiant la loi du 9 août 2004) et managériale (loi du 9 août 2004) s’imposent aux plus distributeurs de gaz se trouvant au sein d’entreprises intégrées desservant plus de 100 000 clients : GDF Suez, Gaz de Bordeaux et Enerest (ex Gaz de Strasbourg).
 

Le transport et la distribution du gaz naturel ainsi que les terminaux méthaniers sont régulés par la Commission de régulation de l’énergie (CRE) chargée de veiller à l’accès transparent et non discriminatoire à ces infrastructures. Elle dispose à ce titre de larges compétences (concernant les tarifs d’utilisation des réseaux et les investissements par exemple). Les tarifs d’accès aux réseaux de transport et de distribution ainsi que les tarifs d’utilisation des terminaux méthaniers sont fixés par arrêté du ministre chargé de l’énergie sur proposition du régulateur. 

La commercialisation du gaz naturel

L’activité de vente de gaz aux consommateurs finals, qui se situe à l’interface entre les distributeurs et les consommateurs finals est ouverte à la concurrence. Elle consiste à vendre au détail du gaz acheté en gros, soit dans le cadre de contrat d’approvisionnement de long terme, d’une durée de 15 à 20 ans, soit dans le cadre de transaction de court terme.

La vente de gaz peut être complétée de la fourniture de services liés à l’énergie (ex : maintenance, conseils en maîtrise de la consommation). Le marché français de la fourniture de gaz naturel est le 5ème marché en volume ouvert à la concurrence.

Les étapes de l’ouverture du marché du gaz en France

Avec la directive 98/30 du 22 juin 1998 puis la directive 2003/55 du 26 juin 2003 relatives au marché intérieur du gaz naturel, l’Union européenne a souhaité mettre en place un grand marché du gaz naturel. Certains États membres s’étaient déjà engagés depuis plusieurs années dans un mouvement de libéralisation de leurs marchés énergétiques. En France, la fourniture de gaz était assurée depuis 1946 principalement par Gaz de France, qui était alors un établissement public à caractère industriel et commercial en situation de monopole.

En France ces deux directives ont été transposées par la loi n° 2003-8 du 3 janvier 2003 et la loi n° 2004-803 du 9 août 2004 relative au service public de l’électricité et du gaz et aux entreprises électriques et gazières, modifiées par la loi n° 2006-1537 du 7 décembre 2006.
 
La France a fait le choix d’une ouverture progressive et maîtrisée afin de laisser au marché un temps d’apprentissage. Ainsi, le périmètre des clients éligibles, c’est-à-dire pouvant librement changer de fournisseur et contractualiser des offres à un prix libre, s’est progressivement élargi :
Août 2000 : 20% du marché, soit 600 sites dont la consommation > 237 GWh/an ;
Août 2003 : 37% du marché, soit 1200 sites dont la consommation > 83 GWh/an ;
Juillet 2004 : 70% du marché, soit 640000 sites professionnels ;
Juillet 2007 : 100% du marché, soit plus de 11 millions de clients domestiques.
 
Lors de la phase de concertation préalable à la transposition des directives, les contributions attestent des attentes très fortes des consommateurs quant à l’effet de la concurrence sur le niveau des prix du gaz et de leur confiance dans les vertus du marché.
 
De nombreuses mesures ont été prises pour favoriser la concurrence et l’accès aux infrastructures (notamment développement de procédures d’enchères pour décider du développement de nouveaux gazoducs ou de stockages, création de marchés secondaires de capacités de transport ou pour les stockages), à l’initiative des opérateurs ou du régulateur (programme de cession de gaz dit « gaz release » pour favoriser la concurrence dans le sud de la France).
 

Par ailleurs, un médiateur national de l’énergie, chargé de proposer des solutions aux différends opposant les consommateurs particuliers de gaz et d’électricité et leur fournisseur d’énergie a été institué par la loi du 7 décembre 2006.

 

A ce jour :

 

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