Les marchés de gros du gaz naturel
Les marchés de gros sont des places où s’échange des volumes de gaz naturel.
Les différents acteurs de ces marchés de gros sont :
- Les producteurs de gaz naturel qui écoulent leur production,
- Les fournisseurs de gaz naturel qui achètent le gaz naturel pour ensuite le revendre à leurs clients finaux,
- Les expéditeurs d’équilibre qui, pour équilibrer quotidiennement les sites qu’ils livrent, achètent sur le marché, le gaz naturel qui a été consommé par les sites livrés, au-delà de la prévision du jour. Inversement, ils revendent le surplus du jour, si l’ensemble des sites qu’ils ont en portefeuille n’a pas consommé la somme du gaz alloué pour la journée. La plupart du temps, c’est le fournisseur de gaz naturel qui assure le rôle d’expéditeur d’équilibre. Néanmoins, de plus en plus d’industriels deviennent expéditeurs d’équilibre pour accéder aux marchés de gros du gaz naturel (là où le prix est transparent, comme à la bourse) et gérer eux mêmes leurs approvisionnements énergétiques,
- Des négociants / trader / broker qui effectuent des opérations d’Achat/Vente sans jamais livrer le gaz naturel à des clients finaux. Ils permettent d’augmenter la liquidité du marché ;
- Des gestionnaires de réseaux qui réalisent des opérations d’achat ou de vente de gaz naturel afin d’équilibrer leur réseau.
Il existe plusieurs façons de s’échanger ces volumes de gaz naturel. Soit en passant par une bourse du gaz (dans ce cas, on ne connait pas sa contrepartie), soit de gré à gré.
En France, la bourse du gaz naturel est opérée par
Powernext.
Sur les marchés de gros, il y a 2 types de contrat, qui dépendent du pas de temps auquel le gaz est livré (on parle de maturité)
- Les contrats dit spot qui sont des contrats de court terme pour une livraison le jour même (intraday) ou le jour d’après (day ahead). C’est ces contrats spot que les acteurs de marché s’échangent dans le but d’équilibrer quotidiennement le réseau. De ce fait, ces contrats spot sont volatils et dépendent des évènements qui font évoluer l’offre (arrêt d’un gazoduc pour maintenance, crise géopolitique….) ou la demande (vague de froid, redoux en hiver…)
- Les contrats dit futures, par lesquels on achète à l’avance du gaz naturel pour une livraison dans le futur (1 mois ou 1 année à l’avance). Les prix des contrats futures dépendent de l’évolution des contrats spot et de l’évolution que les acteurs de marché anticipent à l’horizon du contrat (mise en place de nouveaux moyens de production, évolution de la demande…). C’est grâce à ces contrats futures que les fournisseurs de gaz naturel peuvent proposer des contrats de plusieurs années avec un prix déterminé à l’avance. En effet, les fournisseurs achètent ces contrats à terme pour se prémunir du risque d’évolution des prix du gaz naturel au moment où le gaz sera réellement livré aux clients.
En France, il existe actuellement 3 marchés de gros distincts : ils sont tous liés aux 3 zones d’équilibrage du réseau de transport de gaz naturel.
+ Le PEG (pour Point d’Echange du Gaz) Nord est la place de marché liée à la zone Nord d’équilibrage de GRTgaz.
+ Le PEG Sud est la place de marché liée à la zone Sud d’équilibrage de GRTgaz.
+ Le PEG TIGF est la place de marché liée à la zone d’équilibrage gérée par TIGF.
En chaque point d’une zone d’équilibrage le prix du gaz est le même.
Sur ces 3 places de marchés, il est possible de s’échanger des quantités de gaz de gré à gré, c’est à dire de manière bilatérale.
Le PEG TIGF n’étant pas assez liquide, il n’y a pas de contrat standards, spot ou futures, qui s’y échangent. En ce sens, il n’y a pas de bourse du gaz pour le PEG TIGF où l’on s’échangerait du gaz naturel sans connaître sa contrepartie.
Le PEG Sud est plus liquide que le PEG TIGF. Powernext propose des contrats spot pour le PEG Sud, mais pas de contrats futures.
Le PEG Nord est le plus liquide des marchés de gros du gaz naturel en France. Powernext propose pour le PEG Nord des contrats spot et des contrats futures.
Le prix du gaz naturel est différent pour chacun de ces 3 PEG. Pour des raisons de difficultés d’approvisionnement, le prix du gaz est plus cher sur les PEG Sud et TIGF. A l’inverse, sur le PEG Nord, le prix du gaz naturel est moins cher ce qui crée des problèmes de compétitivité entre des entreprises présentes de part et d’autre de la frontière PEG Nord/PEG Sud.
Les pouvoirs publics, et plus particulièrement la CRE (voir par ailleurs), ont décidé de la fusion, au 1 er avril 2015, des PEG Sud et TIGF. Cela aura pour effet d’augmenter la liquidité de ces 2 PEG. Le préalable de cette fusion est le renforcement des capacités de transit du gaz entre ces 2 PEG.
De la même manière, et dans le but de diminuer le différentiel de prix du gaz naturel sur tout le territoire, la fusion des PEG Nord et Sud a été décidée. Elle devrait être effective en 2018.
D’ici là, GRTgaz développe son réseau de manière à améliorer l’interconnexion des PEG en augmentant les capacités de couplage entre le PEG Nord et le PEG Sud.
Actuellement, la liaison entre le PEG Nord et le PEG Sud est trop congestionnée pour assurer un couplage physique de ces 2 zones d’équilibrage. C’est pour cette raison que le prix du gaz naturel est plus bas sur le PEG Nord.
En effet, le PEG Sud est alimenté par les terminaux méthaniers de Fos Cavaou et Fos Tonkin et par sa connexion avec le PEG Nord, qui lui est mieux alimenté (Terminal méthanier de Montoir de Bretagne, et 3 gazoducs reliés à des champs de production). Or, en raison de prix du GNL plus attractifs en Asie, les terminaux méthaniers de Fos reçoivent moins de cargaison de GNL qu’il y a quelques années.
Le PEG Sud étant alors essentiellement alimenté par le PEG Nord, la liaison PEG Nord / PEG Sud est aujourd’hui totalement congestionnée.
La demande y étant plus facile à satisfaire, les prix du gaz naturel sur le PEG Nord sont inférieurs à ceux du PEG Sud.
GRTgaz a ainsi jusqu’à 2018 pour améliorer les capacités de transit entre le PEG Nord et le PEG Sud pour que la fusion des PEG permettant l’émergence d’une seule place de marché en France, soit physiquement possible. C’est à dire que les capacités de transit du gaz sur le réseau de transport soit suffisantes en tout point du réseau pour qu’un expéditeur d’équilibre puisse alimenter ses sites depuis n’importe quel point d’injection du réseau français de transport (Terminaux méthaniers et gazoducs transfrontaliers).
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