Marchés & Achats d'énergie
Les TRV gaz fixés jusqu’à fin juin 2019
Publié le xx/01/2019
Le gouvernement a annoncé le 28 décembre via un communiqué de presse que les TRV gaz, accessibles aux consommateurs résidentiels et petits professionnels et dont la disparition est prévue d’ici à 2023, verront leur prix fixés par avance jusqu’à fin juin 2019.
TRF: Quel bilan un an après la fusion des zones?
Fusion Goten et Trunks, Source : DBZ
Il y a à peu près un an, le premier novembre, le TRS (Trading Region South) et le PEG Nord fusionnaient en une seule zone de prix. De 6 zones de prix jusqu’en 2009, puis 3 jusqu’en 2015 et 2 jusqu’au 1ier novembre 2018, la France est enfin passée à une zone de prix unique, la Trading Region France (TRF).
La France avait été historiquement découpée en plusieurs zones de prix car de fortes congestions existaient dans le réseau de transport de gaz naturel, tout spécialement entre le nord et le sud, limitant souvent les échanges entre les zones et donc la convergence des prix. Cependant avec le développement important du réseau durant la dernière décennie et l’introduction de nouveaux mécanismes de gestion, cette congestion s’est significativement réduite permettant la fusion des différentes zones, dans de bonnes conditions techniques et économiques.
Évolutions des zones, Source : CRE
Quel impact sur les prix?
Il existait avant la fusion un écart de prix parfois très important, que cela soit sur sur le marché spot ou le marché à terme, entre le PEG Nord et TRS. Cette dernière étant généralement plus chère que le PEG Nord. En effet, l'approvisionnement en gaz naturel du Sud provient principalement du terminal méthanier de Fos-sur-mer où des cargaisons de GNL sont regaséifiés. Le Nord est quant à lui alimenté principalement par des gazoducs (entrée à Obergailbach, etc. ) transportant du gaz naturel en provenance de Russie. Le transport par GNL étant normalement plus coûteux que le transport par gazoduc, les consommateurs de la zone Sud payaient en général leur gaz plus cher que leurs compatriotes de la zone Nord. Le PEG Nord était aussi plus corrélé avec les autres prix européens. Il affichait notamment des différences de prix très faibles avec le TTF néerlandais. La différence était notamment nulle entre les prix spot TTF et PEG Nord entre janvier 2017 et octobre 2018. La TRS par contre était significativement plus chère que le TTF, affichant 1,68 euros/MWh de différence avec ce dernier sur la même période.
Suite à la fusion des zones, le différentiel de la TRF avec le TTF s’est un peu élargi, mais dans des proportions très raisonnables, la différence moyenne entre les prix spot TRF et TTF a été de seulement 0,04 euros/MWh de novembre 2018 à fin septembre 2019. Cela signifie en substance que l’impact haussier de la fusion pour les prix des consommateurs dans le nord de la France a été limité mais que l’impact baissier pour les consommateurs du sud a par contre été très significatif.
Evolutions des prix M+1 du gaz en France et dans le monde - Source CRE observatoire des marché de gros
Il faut cependant nuancer cette analyse car 2019 a été une année de prix bas pour gaz et tout spécialement pour le GNL. Le marché a été très bien approvisionné aussi bien par les gazoducs que par les terminaux méthaniers, avec notamment des imports en provenance des USA très importants. Les terminaux méthaniers du sud de l’Europe ont accueillis des niveaux records de GNL, ce qui a même conduit le prix spot TRF à être inférieur au prix TTF sur certaines périodes. “Cette abondance correspond à une situation de marché assez particulière où le bas niveau des prix du gaz sur les marchés asiatiques a entraîné la redirection de nombreuses cargaisons vers l’Europe “nous explique Alexandre Ktourza, Business Developper chez le négociant de gaz European Energy Pooling. Le flux de GNL “bon marché”vers l’Europe pourrait se tarir assez rapidement selon les évolutions du marché global . “En cas de reprise de la demande asiatique, que cela soit dû à une reprise de la croissance, des conditions climatiques défavorable ou un incident comme celui de Fukushima, les flux de GNL globaux changeraient de destination et les prix européens se réorienteront à la hausse”.
En cas de changement dans l'équilibre de marché actuel, les dynamiques entre TTF et TRF risquent elles aussi de changer. Des différentiels de prix et des congestions plus importants pourraient apparaître en cas d'imports de GNL plus faibles dans le sud de l’Europe.
En cas de reprise de la demande asiatique, que cela soit dû à une reprise de la croissance, des conditions climatiques défavorable ou un incident comme celui de Fukushima, les flux de GNL globaux changeraient de destination et les prix européens se réorienteront à la hausse.
Alexandre Ktourza - European Energy Pooling.
Congestion qui a dit congestion?
Malgré les craintes de certains acteurs, les congestions Nord/Sud ont été relativement limitées.
Les jours en une alerte rouge, soit les jours où une limite de transit est dépassée et où le réseau ne sait pas accommoder toutes les demandes des expéditeurs, se sont comptés au nombre de 58 depuis la fusion des zones et jusqu’à fin septembre 2019.
Le mécanisme de spread localisé, destiné à la gestion des congestions en intra-journalier sur le réseau de transport de gaz n’a été activé 44 fois depuis la fusion pour un coût moyen de 3,99€/MWh et une enveloppe totale de 7,2 millions d’euros. Seules 2 restrictions, conduisant à l’annulation de programmes de certains expéditeurs ont eu lieu pour un volume de 149 GWh.
Dans ce mécanisme de spread localisé, le GRT (GRTgaz ou Terega) achète du gaz à l’aval de la congestion et en vend à son amont auprès d’un certain nombre d’acteurs bénéficiant de flexibilités dans leurs injections/soutirages de gaz. Sur sollicitation du GRT, les acteurs répondent pour des points spécifiques du réseau. Si Leur offre est retenue afin de résoudre la congestion en ce point, ils doivent ensuite renominer leur programme d’injection ou de soutirage dans un délai d’une heure sous peine de pénalité.
Un bon premier bilan pour les consommateurs
Pour l’instant la fusion des zones ne semble pas avoir de perdants. Le prix pour les consommateurs du nord n’a que peu changé alors que les consommateurs du sud font d’intéressantes économies. Les surcoûts liés au mécanisme de gestion des congestions ont eux aussi été relativement modiques.
La liquidité a augmenté sur les contrats PEG, permettant aux acteurs de marché de se couvrir plus facilement et à moindre coût. Les volumes des contrats à termes négocié sur PEGAZ sont en hausse et le bid-ask spread (soit la différence entre la meilleure offre de vente et la meilleure offre d’achat dans le carnet d’ordre de la plateforme), indicateur populaire de la liquidité d’un marché, est en baisse sur les contrats spot. Sur la période entre 01/11/2017 et 19/03/2018 le bid-ask spread moyen était de 0,130€/MWh pour les contrats spots contre 0,083€/MWh depuis la fusion.
Comme évoqué précédement, cette situation peut évoluer en cas de tensions dans l’approvisionnement du Sud (imports de LNG moindres). Ce bon premier bilan étant dû en partie à une configuration de marché pouvant changer à moyen-long terme, il faudra avoir plus d’historique avant de pouvoir réellement apprécier les gains générés par la fusion des zones pour l’ensemble des consommateurs de gaz français.