PEG Nord et Sud : les points d'échange de gaz en France

Le marché de gros du gaz français est en fait découpé en trois zones distinctes. Chacune de ces zones correspond à un ensemble d'infrastructures gazières autonomes, même si des interconnexions existent entre ces différentes structures. Les points d'échange gaz, ou PEGs, correspondent aux places de marché virtuelles pour chacun de ces différents réseaux (ou zones d'équilibrage). Il existe en France trois PEGs : le PEG Nord, le PEG Sud et le PEG TIGF. Chaque PEG est différent et autonome. Très concrètement, cela signifie que les prix de gros du gaz varient selon la zone. Les prix sur le marché de gros sont en effet plus élevés s'agissant du PEG Sud que du PEG Nord.

Les PEG de France

Le réseau français de transport de gaz se divise en trois zones d'équilibrage : les zones Nord et Sud, gérées par GRTGaz (filiale du groupe Engie) et la zone Sud-Ouest, gérée par TIGF. Chacune est dotée d'un point d'équilibrage, ou Point d'échange de gaz (PEG). Les fournisseurs de gaz et les autres acteurs de l'énergie opèrent leurs transactions sur le marché de gros au sein de chacune des trois zones d'équilibrage, au niveau de points virtuels uniques que sont les PEG. Les PEG sont le lieu des échanges entre fournisseurs de gaz et les gestionnaires des réseaux de transport pour l'équilibrage des bilans journaliers, c'est-à-dire que l'objectif principal y est d'atteindre l'équilibre entre le volume d'injection de gaz sur le réseau et le volume de soutirage depuis le réseau. Le réseau de transport alimente donc de nombreux réseaux de distribution et certains grands sites industriels et le PEG permet de gérer, d'un point de vue financier, toutes les entrées et sorties de ce réseau.

Chaque zone du réseau est reliée aux deux autres et à l'extérieur du pays via des interconnexions terrestres et maritimes, mais pas toutes dans la même mesure.

Le marché de gros du gaz offre deux options aux fournisseurs historiques et alternatifs, ou autres acteurs financiers sur ce marché: l’achat de gaz de gré à gré et l’achat par le biais d’un marché intermédié qui englobe Powernext, le marché organisé et les courtiers. Ces transactions sont effectuées au niveau de points virtuels appelés Points d’Echange de Gaz (PEG). Ces points sont rattachés à chacune des trois zones d’équilibrage du réseau de transport du gaz français: la zone Nord (GRTgaz), la zone Sud (GRTgaz) et la zone Sud Ouest (TIGF). Comme ces réseaux sont distincts, les prix du gaz sur le marché de gros sont différents, selon que le gaz est acheté pour une livraison sur la zone Nord, Sud ou TIGF. Pour le Nord de la France, on parle donc du “PEG Nord”. Au sein d’une zone de transport de gaz, les échanges de gaz sont effectués à de nombreux points d’interconnexion: Il y a des points d’interconnexion entre:
  • les terminaux méthaniers et la zone de transport
  • les réseaux de distribution et la zone de transport (au niveau de PITD ; – points d’interface transport – distribution),
  • les gros industriels directement raccordés au réseau de transport et la zone de transport.

En réalité, il y a donc de multiples points d’échanges. Du point de vue des acteurs s’échangeant des quantités de gaz contre de l’argent, les échanges de gaz ont lieu au niveau d’un seul point d’échange de gaz, le PEG.
Nonobstant le nombre réel de points d’interconnexion qui permettent au gaz de sortir et d’entrer dans une zone de transport donné, on considère donc qu’il n’y a qu’un seul et unique PEG pour une zone de transport donné.

Les points d’échange de gaz (PEG) en France
Zone géographique Nom du gestionnaire de réseau de transport (GRT) Type de gaz
Nord de la France GRTgaz Gaz à bas pouvoir calorifique, dit de type B (Nord) et gaz à haut pouvoir calorifique, dit de type H (reste de la zone)
Sud de la France GRTgaz Gaz à haut pouvoir calorifique (dit de type H)
Quart sud-ouest de la France TIGF Gaz à haut pouvoir calorifique (dit de type H)

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

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.

Différence entre le PEG Nord et le PEG Sud

Le PEG Nord est très interconnecté au réseau européen, à la différence du PEG Sud. De nombreuses interconnexions le relient en effet aux réseaux des différents autres pays européens:

Interconnexions entre la Zone Nord (PEG Nord) et les réseaux de transports de gaz étrangers:

Nom du réseau de transport étranger interconnecté à la zone Nord du réseau de transport de GRTgaz en France. Pays
Gassco Norvège
Fluxys Belgique
GRTgaz Deutschland Allemagne
Open Grid Europe Allemagne
Fluxswiss Suisse

Au contraire, le PEG Sud n'a d'interconnexions physiques qu'avec les réseaux Nord et TIGF. Il n'existe pas d'interconnexion physique entre PEG Sud et des pays européens. Ainsi, à la différence du PEG Nord, le PEG Sud est mal interconnecté aux réseaux de transport de gaz européens.

Toutefois, chacune des zones possèdent un terminal méthanier: il s'agit du terminal de Montoir pour la zone Nord (PEG Nord) et du terminal de Fos pour la zone Sud (PEG Sud). Ces terminaux méthaniers permettent d'injecter dans les réseaux du gaz transporté par bateaux.
Interconnexions PEGNord PEGSud GRTgaz

La différence de prix entre le PEG Sud et le PEG Nord est importante. Il apparaît que des zones d'équilibrages plus grandes sont plus attractives pour les investisseurs et qu'elles permettent donc des prix plus bas. La zone Nord par rapport à la zone Sud de GRTgaz, est ainsi beaucoup plus attractive pour les acteurs car elle est plus grande et très bien interconnectée aux autres réseaux européens. A contrario, le PEG Sud est moins attractif pour les investisseurs car la zone d'équilibrage Sud n'est pas interconnectée aux autres réseaux européens et est plus petite (en termes de quantités de gaz de gaz qui y transitent).

La déconnexion des prix du gaz entre les zones Sud et Nord, d'après les travaux de la CRE, est due au contexte mondial.

En raison de la forte demande en GNL dans les pays asiatiques, les terminaux méthaniers situés dans le sud de la France (Fos Cavaou et Fos Tonkin) reçoivent des quantités de gaz faibles. Aussi, les fournisseurs assurant la fourniture de gaz de clients situés dans la zone Sud du réseau de transport de gaz français doivent s'approvisionner en gaz naturel en soutirant du gaz depuis la zone Nord du réseau de transport de gaz français. Les interconnexions entre les réseaux Nord et Sud du réseau de transport de GRTgazsont donc congestionnées. Il en découle une moindre fluidité (liquidité) du marché du gaz sur le PEG sud par rapport au PEG Nord et des prix sur le PEG Sud plus élevés que sur le PEG Nord.

Histoire du PEG Nord

Un PEG issu de la fusion d’un nombre important de zones d’équilibrage

Comme le montre la carte ci-dessous, le PEG Nord résulte de la fusion progressive, depuis 2003 jusqu’à 2009, de différents points d’échanges de gaz.

Au 1er janvier 2003, 4 zones d’équilibrages existaient en effet en lieu et place de la zone Nord actuelle: Une zone GDF Ouest, Une zone GDF Nord, Une zone GDF Est, Une zone CFM Ouest.

Au 1er janvier 2005, dans le contexte de la résolution des participations relatives à Gaz du Sud Ouest (GSO) et à la Compagnie française du méthane (CFM), une fusion a eu lieu. GSO et la CFM sont héritières du gisement de Lacq découvert dans le Sud-Ouest de la France et exploité depuis les années 1950 jusqu’en 2013. GSO était chargé de l’exploitation et de la vente de ce gaz dans le quart sud-ouest de la France. CFM était chargée de la vente du gaz issu de l’exploitation du gisement de Lacq dans le reste de la France. Au début des années 2000, GSO et la CFM, deux entreprises séparées, appartenaient toutes deux conjointement à Total et à GDF Suez. En 2005, suite à un accord entériné sous l’égide la CRE, la propriété de la CFM a été transférée en intégralité à GDF Suez, et la propriété de la GSO a été transférée à TIGF. Suite à ce transfert, les zones d’équilibrage GDF Ouest et CFM Ouest ont fusionné pour donner une zone d’équilibrage GRTgaz Ouest.

Ainsi, au 1er janvier 2005, il existait 3 zones d’équilibrage au nord: GRTgaz Ouest, GRTgaz Nord, GRTgaz Est.

Le 1er janvier 2009, les 3 zones d’équilibrage ont fusionné pour créer une simple zone appelée “GRTgaz Nord”.

Le PEG Nord: un PEG liquide et des prix bas

Dans une délibération de la Commission de régulation de l'énergie du 19 juillet 2012 portant orientations sur l'évolution des places de marché de gaz en France, la CRE estimait que les PEGs Sud et TIGF (les marchés de gros pour les zones d'équilibrage sud et TIGF) restent peu liquides, et que les consommateurs, notamment industriels, ne bénéficient pas de conditions de marché aussi attractives qu'au PEG Nord. Cette situation financière particulière traduit en fait la situation physique des zones Sud et TIGF qui sont moins interconnectées et plus petites que la zone Nord.

En raison de la taille importante du PEG Nord, les prix de gros du gaz y sont inférieurs aux prix sur les PEGs Sud et TIGF. Le nombre d’acteurs y est d’ailleurs plus important. La création de la zone d’équilibrage Nord, à partir de la fusion de multiples zones d’équilibrages, a donc abouti à un PEG efficace. Cela s’explique en fait très simplement: comme le réseau de transport de la zone Nord achemine la majorité du gaz consommé en France, son PEG (le marché de gros du gaz naturel acheminé par ce réseau de transport) est davantage attractif. Le PEG Nord est donc le lieu de nombreux échanges. Il en résulte que les prix sur le PEG Nord sont maintenus bas. Autrement dit, la vivacité des échanges observée sur le PEG Nord y élimine les phénomènes de rente et réduit les prix.

Au Nord, un PEG pour deux types de gaz

Le PEG Nord regroupe en fait deux réseaux de transport de gaz naturel, avec deux types de gaz différents.En France, il existe deux types de gaz selon leur pouvoir calorifique. On distingue en effet un gaz B, à bas pouvoir calorifique d’un gaz H à haut pouvoir calorifique. Le premier provient essentiellement des Pays-Bas. En raison de sa teneur élevée en azote, il est plus pauvre. Aussi, il faut davantage de ce gaz pour pouvoir générer une même quantité de chaleur (d’où le terme bas pouvoir calorifique). Le gaz H, au contraire, provient de régions comme la Russie, l’Algérie ou la mer du Nord. La combustion de ce gaz, à quantité équivalente, produit une quantité supérieure d’énergie. On dit donc que son pouvoir calorifique est supérieur.

Quantité d’énergie générée par la combustion d’1 m3 de gaz
Type de gaz Pression Quantité d’énergie générée par la combustion d’1 m3 de gaz
Gaz H 20 mbar 11,2 kWh
Gaz B 25 mbar 10,0 kWh
Source des données: GRDF

Le PEG Sud

Au 1er janvier 2003, il existait dans la région sud deux zones d'équilibrages: CFM Centre, GDF Sud.

En 2005, les participations de GDF Suez et de Total dans le Compagnie française du méthane (CFM) et dans Gaz du Sud-Ouest (GSO) ont été clarifiées. En effet, ces "deux géants" de l'énergie possédaient chacun des parts de ces deux sociétés. Après 2005, GDF Suez est devenu le seul actionnaire de la CFM. C'est aussi à cette époque que GDF Suez a dû "filialiser" (c'est à dire séparer, dans le cadre d'une structure indépendante) son activité de gestionnaire de réseau de transport. GRTgaz est devenue la filiale à 100% de GDF Suez chargé du transport du gaz naturel. Aussi, les zones CFM Centre et GDF Sud ont fusionné pour donner naissance à la zone GRTgaz Sud.

Fusion des PEG

il est envisagé de créer un grand " PEG France " qui regrouperait le PEG Nord, le PEG Sud et le PEG TIGF, d'ici à 2018. Ces travaux nécessitent cependant des investissements pour réduire les congestions: des investissements doivent ainsi être réalisés afin de procéder au doublement de la capacité de l'artère de Bourgogne, infrastructure qui relie les réseaux Nord et Sud, pour environ 600 millions d'euros.

  • Fusion de la zone TIGF et de la zone Sud (GRTgaz): cette fusion apparaît la plus aisée à réaliser et la moins coûteuse. Toutefois, elle ne résoudrait pas le problème du déséquilibre de prix entre les zones Nord et Sud de GRTgaz. De plus, elle soulèverait des problèmes de gouvernance, puisque les gestionnaires de réseau de transport sont différents (GRTgaz et TIGF);
  • Fusion entre les zones Nord et Sud de GRTgaz: une telle fusion ne poserait pas de problème de gouvernance et résoudrait le problème du différentiel de prix entre le Nord et le Sud. Toutefois, elle suppose que des investissements soient réalisés afin notamment de lever les congestions existant entre ces deux zones d'équilibrage. Cette solution apparaît donc plus coûteuse.

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