19 septembre 2014

Que représente le différentiel Nord / Sud ?

Impact de Fukushima sur le différentiel Nord Sud

Pourquoi ce différentiel de prix nord / sud ?

En France, le marché de gros du gaz naturel est découpé en trois grandes zones avec des infrastructures propres et des interconnexions. À chacune de ces zones correspond un Points d’Échange de Gaz (PEG Nord, PEG Sud et PEG TIGF), qui gère l’équilibre injection / soutirage en gaz sur une zone. Les plus actifs sont le PEG Nord et le PEG Sud, dont les prix ont longtemps été proches. Ce n’est plus le cas depuis l’accident de Fukushima, qui a considérablement impacté les prix au niveau du PEG Sud.

PEG Nord - PEG Sud : quel mode d’approvisionnement type de gaz naturel ?

Pour bien comprendre ce qui a amené le différentiel Nord / Sud à se creuser, il est important de s’intéresser à l’acheminement du gaz sur ces zones. Tous les PEG ne bénéficient pas des mêmes ressources d’approvisionnement. Le PEG Nord est mieux relié au réseau européen. Des réseaux de transport de gaz venus de Norvège, Belgique, Allemagne et Suisse sont interconnectés avec le PEG Nord, eux-mêmes reliés à des gazoducs hollandais, russes, tchèques et autrichiens. Le PEG Nord profite également d’un apport en GNL (Gaz Naturel Liquéfié) à Montoir-de-Bretagne. Le PEG Sud est, quant à lui, majoritairement alimenté par des livraisons de GNL (à hauteur de 50 %) et par l’interconnexion avec la zone Nord. Il ne possède pas de connexion avec d’autres pays en Europe, ce qui induit une forte dépendance aux prix du gaz liquide.

La différence de prix du gaz entre le Nord et le Sud

Après le catastrophe de Fukushima, le Japon a fait le choix de stopper ses cinquante-quatre réacteurs nucléaires. Sa production d’électricité s’est alors reportée sur ses centrales à charbon et à gaz, augmentant alors de 24% ses importations de GNL pour les alimenter. Les marchés de l’énergie étant soumis à la loi de l’offre et de la demande, les prix du GNL ont augmenté en Asie et les producteurs se sont naturellement tournés vers ce marché devenu plus lucratif. Par effet ricochet, les marchés internationaux du GNL ont donc eux aussi vu leurs cours monter afin d’attirer les producteurs. Résultat : le prix du gaz au niveau du PEG Sud a lui aussi augmenté. Le différentiel de prix entre le Nord et le Sud a alors décollé, jusqu’à atteindre 16 €/MWh en décembre 2013.

Les actions des autorités face au différentiel Nord / Sud

Comment changer cette situation et réduire le différentiel de prix Nord / Sud, dont l’importance s’est accrue depuis 2012 ? De nouvelles infrastructures permettant d’accroître les échanges Nord / Sud sont prévues. Le gazoduc Gascogne-Midi, mais aussi le gazoduc de Bourgogne sont concernés. Ce dernier devrait voir sa capacité doubler. Ce projet appelé «Val de Saône » comporte la réalisation de plusieurs ouvrages et est essentiel dans la perspective de la fusion des zones de marché Nord et Sud en France. L’achèvement des travaux n’est cependant pas prévu avant 2018. D’ici là, des mesures « transitoires » sont étudiées pour renforcer l’arrivée de GNL dans le Sud et détendre les prix pour les aligner sur ceux de la zone nord. Mais, cette opération serait très coûteuse : si GRTGaz se chargeait d’acheter ce GNL supplémentaire, cela pourrait coûter in fine 1 milliard d’euros par an ! Soit une potentielle augmentation de 4 % de la facture moyenne des consommateurs de gaz, selon les chiffres de la CRE, à lire dans Les Echos.

Prix du gaz historiquement bas

Que penser du prix indexé dans ce contexte ?

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